Анализ причин низкого межремонтного периода и мероприятия по увеличению на отказ

Эксплуатация скважин установками центробежных насосов (УЭЦН) является основным способом механизированной добычи нефти. Этим методом извлекается на поверхность из скважин около двух третей от общей годовой добычи нефти в нашей стране. Электроцентробежная насосная установка – комплекс оборудования центробежного насоса непосредственно соединенного с погружным электродвигателем. Они относятся к классу бесштанговых установок и, играют определяющую роль по объему добываемой высоковязкой нефти. Насосные установки предназначены для эксплуатации добывающих скважин различной глубины с различными свойствами добываемой продукции: безводная маловязкая и средней вязкости нефть; обводненная нефть; смесь нефти, воды и газа. Естественно, что и эффективность эксплуатации скважин УЭЦН может существенно различаться, так как свойства откачиваемой продукции влияют на выходные параметры установки. За счет переноса приводного электродвигателя на забой существенно повышается КПД системы и диапазон рабочих подач (до нескольких сотен м3/сут) и напоров (до нескольких тысяч метров) при сравнительно высокой наработке установки на отказ [1, 2, 3].

Осложнения при эксплуатации скважин на месторождении могут быть связаны со следующими причинами: механические примеси; отложения АСПО в лифтовых колоннах и выкидных линиях; отложения солей; коррозионный износ подземного оборудования; межколонные газопроявления и наличие высоковязкой нефти. При эксплуатации скважин необходимо предусмотреть меры по устранению перечисленных осложнений. Парафинизация оборудования связана с охлаждением газонефтяного потока до температур, меньших температуры насыщения нефти парафином. Содержание парафинов в нефти обуславливает возможность появления отложений в НКТ и выкидных линиях добывающих скважин [4, 5].

Для сохранения проектных дебитов могут потребоваться мероприятия по уменьшению АСПО. В этом случае могут быть применены следующие известные методы: применение НКТ с защитными покрытиями, химические методы предупреждения с использованием ингибиторов, тепловые методы. Самыми распространенными способами в промысловой практике являются промывка скважины горячей нефтью и прогрев паром от ППУ, но для скважин, оборудованных УЭЦН, такой способ опасен тем, что может нарушиться полимерная изоляция питающего электрокабеля, поэтому температура теплоносителя не должна быть более 70 ° С. Предлагается система кабельного электрообогрева, которая создана в результате сотрудничества ОАО НТЦ «Энергосбережение», ОАО «Камкабель» и ООО «Горизонт». Диапазон регулируемой мощности кабельного электрообогрева от 0 до 40 кВт, удельная мощность до 50 Вт/м, максимальная поддерживаемая температура - 90°С, глубина спуска кабеля до 1500 м [6, 7, 8].

Необходимость применения методов и средств борьбы с солеотложениями уточняется в ходе эксплуатации и могут быть рекомендованы для отдельных солеотлагающих скважин. Выбор ингибитора парафиноотложений производится опытным путем конкретно для данного месторождения. Рекомендуется испытание в лаборатории последующее применение в промысловых условиях продуктов СНПХ-7214, СНПХ-7212М, СНПХ-7401, Прохинор 3587, импортных реагентов ХТ-48 и ХТ-54 (США), либо других аналогичного действия.

Мероприятия по предупреждению и борьбе с коррозией проводятся согласно промысловой информации. На месторождении за текущий год применена защита по причине коррозии в 23 эксплуатационных скважинах. Основная зона повреждения: верхние интервалы НКТ, коррозия

ПЭД, коррозия гидрозащиты и коррозия кабеля. Используемый метод борьбы с коррозией на месторождении являются: защитные покрытия, использование ТрилК и защита МТ. Основной вид коррозии в данных случаях- меза-коррозия. Наибольший вклад в процесс электрохимической коррозии вносят растворенные коррозионноагрессивные газы - кислород, углекислый газ, сероводород, являющиеся сильными деполяризующими агентами. Показателями, определяющими коррозионную агрессивность воды, являются: тип, рН и минерализация; содержание кислорода (О2), сероводорода (H2S), двуокиси углерода (СО2); содержание ионов железа; содержание механических примесей и нефтепродуктов. Конкретный метод борьбы с коррозией должен быть определен в процессе эксплуатации скважин на основании их исследований.

Присутствие механических примесей в продукции скважин является серьезным осложнением. Механические примеси могут являться продуктами разрушения коллектора, загрязнениями с насосно-компрессорных труб (продукты коррозии, песок, солеотложения). Кроме того, особенно высокий уровень ТВВ (до 1500-3000 мг/л) наблюдается на скважинах после проведения ГРП. Способы борьбы с механическими примесями: применение жидкостей глушения скважин, очищенных от механических примесей (не более 20 мг/л) в процессе их приготовления; очистка от АСПО, продуктов коррозии, песка, солей, дефектоскопия и отбраковка поднятых в процессе ремонта скважин НКТ механическим или абразивным методами (щетки, пескоструй, дробеструй); установка забойного щелевого фильтра, как на трубах НКТ, так и на пакере под насосом. К таким фильтрам можно отнести фильтры «мешрайт» производства компании Schlumberger, которые характеризуются высокой фильтрующей способностью, при этом создается минимальный перепад давления. Для правильного выбора размера пор фильтра необходимо провести исследование по определению гранулометрического состава выносимых механических примесей; замена раствора глушения скважины после ремонтных работ нефтью путем промывки с вымыванием из скважины дисперсных загрязнителей; применение индивидуальных механических фильтров для УЭЦН при периодическом выносе и невысоком уровне ТВВ (до 300 мг/л); контроль за выносом механических примесей во время вывода сква- жины на режим и в процессе эксплуатации. Для плавного вывода скважин на режим в этом случае рекомендуется использование частотных преобразователей, позволяющих плавно изменять производительность насоса во времени после получения результатов проб о достижении фонового значения концентрации механических примесей на режиме. Для контроля за выносом механических примесей по скважинам рекомендуется производить отбор проб с использованием специально врезанных пробоотборников, позволяющих производить отбор из центра потока.

Также рекомендуется использование акустических методов контроля за выносом механических примесей. Скважинное устройство для очистки флюидов от механических примесей (СГЦФ-02) обеспечивает высокую степень очистки флюида и ствола скважины от механических примесей. Может применяться в нефтяных, газовых и водозаборных обсаженных скважинах [9, 10, 11].

Для предотвращения выноса мехпримесей в скважину рекомендуется фильтр скважинный пенометаллический многослойный (СПМФ) производства «Новомет» (ТУ 3665-011-120587372005) или аналогичный по техническим характеристикам фильтр производства ЗАО ПО «Стронг», других производителей. Фильтр СПМФ предназначен для предотвращения выноса песка, проппанта и материнской породы с размером частиц более 0,2…0,3 мм из призабойной зоны пласта в эксплуатационную колонну, устанавливается в интервале перфорации скважины и пакеруется на стенах эксплуатационной колонны. Фильтр СПМФ снабжен пенометаллическими фильтрующими перегородками с изменяющимся размером пор (0,5-2,5 мм) в направлении движения пластовой жидкости. Диаметр и длина фильтра СПМФ выбираются исходя из диаметра эксплуатационной колонны и подачи ЭЦН. Для эксплуатации в скважинах с осложненными условиями (повышенное содержание мехпримесей, со-леотложения, коррозия) необходимо приобретать насосные установки ЭЦН в износостойком и коррозионно-стойком исполнении ОАО АЗПЭН «Алнас» или других производителей [12, 13].

Большинство отказов связано с засорением рабочих органов механическими примесями и отложением солей (12 и 10 отказов соответственно). Основная доля отказов (73%) приходится на фонд, осложненный большим выносом механи- ческих примесей, от 500 до 1500 мг/л. Применение щелевого фильтра ЖНШ. Наряду с проводимыми мероприятиями по снижению отказов была разработана и внедрена конструкция фильтра – входного модуля ЖНШ. Его изготавливают на заводе «Новомет» в габарите 5, 5А, длиной от 3 до 12 метров (в зависимости от производительности установки). Фильтр монтируется вместо входного модуля насоса, между гидрозащитой и газосепаратором. В основном фильтры ЖНШ устанавливаются для отработки скважин после гидравлического разрыва пласта. Служит для предотвращения попадания в рабочие органы насосных секций механических примесей и проппанта с поперечным сечением частиц более 0,1 и 0,2 мм. Основной элемент фильтра ЖНШ – это щелевые решетки, изготовленные из V – образной высокопрочной не магнитной проволоки и концентрических омагниченных опорных прутков, сваркой присоединенных к ней. Принцип работы щелевого фильтра ЖНШ состоит в следующем: фильтр устанавливается между гидрозащитой и нижней насосной секцией. зависимости от производительности насоса щелевой фильтр может состоять из одной, из двух или более секций.

Особенности применения данного фильтра состоят в следующем: применение фильтрующего элемента особой конструкции из высокопрочной нержавеющей стали с тонкостью фильтрации 0,2 мм; щелевые фильтрующие элементы не засоряются, обеспечивая высокий ресурс непрерывной работы; низкий перепад давления при высоких расходных характеристиках; в конструкции применены промежуточные радиальные подшипники из карбида кремния; возможность многократного использования фильтра.