Анализ отказов УЭЦН при эксплуатации скважин Ватьеганского месторождения

В статье рассмотрен анализ отказов УЭЦН при эксплуатации скважин Ватьеганского месторождения. При эксплуатации скважин с УЭЦН возникают множество различных осложнений, затрудняющих работу насосного оборудования и отрицательно влияющих на дебит скважины. Одним из таких осложнений является образование парафиновых и асфальто-смолистых отложений, солеотложения, мехпримеси, коррозия на стенках насосных труб и оборудовании. Эти отложения затрудняют эксплуатацию скважин, снижают наработку на отказ работы оборудования и его производительность. Важной задачей при разработке месторождения является предупреждение и ликвидация осложнений в скважинах. Решить эту задачу можно, опираясь на опыт эксплуатации скважин в различных условиях и теоретическими исследованиями с проведением анализа.

Аннотация статьи
эффективность
месторождение
нефть
осложнение
успешность
скважины
геолого-технические мероприятия
наработка на отказ
способы добычи нефти
насос
Ключевые слова

Ватьеганское месторождение введено в эксплуатацию в 1983 г. Добыча нефти с начала разработки на 1.01.2015 г. составила 193957 тыс. т, жидкости – 744749 тыс. т. Добывающий фонд на 01.01.2016 г. составил 2269 скважин, нагнетательный – 892 ед., из них действующих скважин – 1880 и 722 соответственно, основной способ с УЭЦН. При эксплуатации скважин с УЭЦН возникают множество различных осложнений, затрудняющих работу насосного оборудования и отрицательно влияющих на дебит скважины. Важной задачей является предупреждение и ликвидация осложнений в скважинах. Эксплуатация скважин с использованием ЭЦН обеспечивает практически весь объем текущей добычи нефти (95,2 %) на месторождении, показана в таблице (таб.1). Среднегодовой дебит скважин по нефти составляет 7,7 т/сут, по жидкости – 103,1 т/сут, обводненность продукции – 92,5 %, таблица 3.1. На долю скважин, оборудованных ШГН, приходится 4,8 % годовой добычи нефти. Среднегодовой дебит скважин по нефти составляет 2,0 т/сут, по жидкости – 8,5 т/сут, обводненность – 77 %.

Таблица 1

Показатели работы фонда добывающих скважин

Способ эксплуатации

Показатели

Добыча за 2015 год, тыс. т

Обводненность, %

Дебит, т/сут

нефть

жидкость

нефть

жидкость

фонтан

-

-

-

-

-

ЭЦН

4687,6

62569,9

92,5

7,7

103,1

ШГН

234,3

995,8

76,5

2,0

8,5

Всего

4921,9

63565,7

92,3

6,8

87,8

В настоящее время Ватьеганское месторождение эксплуатируется механизированным способом с применением установок электроцентробежных (ЭЦН) и штанговых глубинных насосов (ШГН). По состоянию на 01.01.2016 г. добывающий фонд месторождения составил 2343 скважины, из них, оборудованных установками ЭЦН – 1915 (82 %) скважин, установками ШГН – 428 (18 %). Действующий фонд составил 2094 скважины, простаивающий фонд – 42 скважины (2 %), бездействующий – 249 (10,6 %). Основной способ эксплуатации скважин на месторождении – УЭЦН, ими добыто 95,8 % нефти (жидкости – 98,8 %), добыча нефти УШГН – 4,2 % (1,2 %) [1, 2].

Основные показатели эксплуатации механизированного фонда за 2015 год приведены на рисунках (рис.1 и рис.2).

Рис. 1. Динамика нефтяных скважин и коэффициента эксплуатации

Рис. 2. Динамика показателей работы добывающих скважин

Динамика действующего фонда скважин положительная. Коэффициент эксплуатации в течение года оставался на высоком уровне – 0,97–0,98. Дебит нефти, дебит жидкости, обводненность продукции стабильны. По состоянию на 01.01.2016 г. установками ЭЦН на месторождении оборудовано 1915 скважин (82 %). Действующий фонд составил 1753 скважины, в простое находится 42 скважины (2 %), в бездействии – 249 (11 %). Установками ЭЦН за 2015 год добыто 4715,4 тыс. т нефти (95,8 % годовой добычи нефти по месторождению). Средний дебит скважин по нефти составил – 7,7 т/сут, по жидкости – 103 т/сут, обводненность продукции 92,5 % [3, 4]. За 2015 год по фонду скважин, оборудованных УЭЦН, выполнено 680 ремонтов, в том числе преждевременных 260 ремонтов (38 % от всех ремонтов). Отношение количества преждевременных ремонтов к действующему фонду – 0,15.

Среди причин преждевременного выхода из строя УЭЦН необходимо выделить: негерметичность НКТ (30,4 %), в т. ч. негерметичность НКТ с большой наработкой (30,4 %), коррозию оборудования (15 %), отложение солей (15 %) и снижение динамического уровня (3,8 %) (подъемы оборудования по причине ГТМ в данной статистике не учитывались), таблица (таб.2).

Таблица 2

Причины преждевременных отказов УЭЦН за 2015 год

Причина отказа

Количество отказов

шт.

%

Аварии (коррозия НКТ – 4 нарушение технологии ремонта – 1)

5

1,9

Заводской брак ГЗ, НКТ

2

0,8

Засорение

4

1,5

Коррозия (НКТ, поверхности насоса)

39

15,0

МПК

4

1,5

Нарушение технологи ремонта

4

1,5

Не представлено оборудование для разбора

2

0,8

Негерметичность НКТ

79

30,4

в т.ч. с большой наработкой

66

25,4

Некачественный ремонт ГЗ

2

0,8

Отложения солей

39

15,0

Отсутствие допустимого интервала размещения ЭЦН

2

0,8

Снижение изоляции кабеля

4

1,5

Снижение динамического уровня

10

3,8

Не расследовано (снижение подачи, отсутствие подачи)

64

24,6

Всего

260

100

Добывающий фонд на 01.01.2016 г. составил 2269 скважин, нагнетательный 892 ед., из них действующих скважин – 1847 и 722 соответственно. Коэффициент использования для добывающего фонда составил 0.96, для нагнетательного – 0.8, на рисунке (рис.3).

Рис. 3. Показатели работы скважин с УЭЦН

Отбор жидкости на Ватьеганском месторождении в декабре 2014 г. составил в среднем 156.9 тыс. т в сутки, что выше показателя декабря 2013 г. Средний дебит действующих скважин по жидкости увеличился с 79.5 до 75.8 т/сут., обводнённость добываемой продукции за тот же период выросла незначительно – с 87.7 до 88.3 % [5, 6]. Суточная добыча нефти по месторождению на протяжении всего года была практически стабильна, наблюдалось незначительное увеличение – с 18.2 тыс. т/сут. в январе до 18.4 тыс. т/сут. в декабре. Показатели наработки на отказ по годам на рисунке (рис.4).

Рис. 4. Показатели наработки на отказ по месторождению

Проведенный анализ фонда скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях месторождения показал увеличение наработки на отказ до 535 суток в динамике с 2014 г. по 2016 г., при плане 635 суток. Это ‒ результат активной работы с фондом скважин, применение технологий и технических средств, повышающих эффективность работы скважин с УЭЦН.

Выводы:

  1. Добывающий фонд месторождения составил 2343 скважины, из них
    оборудованных установками ЭЦН – 1915 (81,7 %), установками ШГН – 428.
  2. Основной способ эксплуатации скважин на месторождении – УЭЦН (96,4 %), ими добыто 95,8 % нефти.
  3. Проведенный анализ фонда скважин, показал увеличение наработки на отказ до 535 суток в динамике с 2014 г. по 2016 г., при плане 635 суток.
Текст статьи
  1. Протокол № 4783 от 17.12.2009 г. заседания нефтяной секции Центральной комиссии по разработке Ватьеганского месторождения месторождения полезных ископаемых (ЦКР Роснедра).
  2. Протокол № 1860-дсп от 27.02009 г. заседания Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых по Ватьеганскому месторождению (ГКЗ Роснедра).
  3. Технологический регламент по контролю за эксплуатацией УЭЦН скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» / ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» - Когалым, 2006 г.
  4. Технологический регламент на строительство скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» / ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» - Когалым, 2007 г.
  5. Справочник для мастеров по добыче нефти и ремонту скважин. Сургут. 2006 г.
  6. Временный технологический регламент по эксплуатации скважин с осложненых условиях месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» / ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» - Когалым, 2006 г.
Список литературы
Ведется прием статей
Прием материалов
c 01 октября по 07 октября
Осталось 3 дня до окончания
Публикация электронной версии статьи происходит сразу после оплаты
Справка о публикации
сразу после оплаты
Размещение электронной версии журнала
11 октября
Загрузка в eLibrary
11 октября
Рассылка печатных экземпляров
21 октября