Анализ отказов УЭЦН при эксплуатации скважин Ватьеганского месторождения

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

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

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.