Анализ причин отказов УЭЦН по Тевлино-Русскинскому месторождению

В настоящий период Тевлино-Русскинское месторождение эксплуатируется механизированным способом с применением установок ЭЦН и ШГН. По состоянию на 01.01.2014 г. добывающий фонд месторождения составил 1590 скважин, из них, оборудованных установками ЭЦН – 1535 (96,5%) скважин, установками ШГН – 35 (2,2%). Почти вся годовая добыча нефти приходится на электроцен-тробежный способ добычи – 99,5%, на ШГН – 0,5%. Средний дебит скважин по нефти составил – 12,7 т/сут, по жидкости – 95,3 т/сут, обводненность продукции – 86,6% [1, 2].

Основной фонд установок ЭЦН (80%) работает в оптимальной области подач, благодаря этому, не только снижается потребление электроэнергии, но и обеспечивается снижение нагрузок и уровня вибраций, что позволяет увеличить наработку на отказ и уменьшить вероятность полетов. В режиме ниже оптимального работает 13,3% скважин (177 ед.) [3].

Эксплуатация УЭЦН с подачей ниже оптимальной для конкретной установки более чем на 30% может привести к преждевременным отказам УЭЦН по причине ухудшения условий охлаждения узлов установки. Поэтому для установок ЭЦН, работающих с коэффициентом подачи ниже 0,7, предлагается проведение при ПРС ревизии, замены ЭЦН на меньшие типоразмеры, ОПЗ, переход на режим «Повторно-кратковременное включение». Работа насоса с подачей выше оптимальной может сопровождаться достаточно быстрым износом рабочих колес. Поэтому для установок, работающих в правой области подач, предлагается оптимизация.

Таблица 1

Причины преждевременных ремонтов скважин ЭЦН за год

За 2013 год по фонду скважин, оборудованных УЭЦН, выполнен 851 ремонт, из них 353 (41,5% от общего количества ремонтов) ремонта – преждевременные. Допущено 4 повторных ремонта по причинам: клин из-за засорения проппантом; отсутствие подачи из-за нарушения технологии ПРС; негерметичность НКТ; засорение солями. При отборе пластовой жидкости помимо выноса абразивных мехпримесей, не менее остро стоит проблема выноса необразивныхмехпримесей, таких, как выпавшие в осадок соли.

Анализ приведенных результатов показывает, что наибольшую долю составляют ремонты, произошедшие по эксплуатационным причинам, среди которых основными являются: засорение солями (22,7 %); засорение мехпримесями (9,9 %); негерметичность НКТ (7,1 %); снижение динамического уровня (6,3 %); снижение изоляции кабеля (3,1 %), табл. 1.

Работа глубинно-насосного оборудования будет проходить в сложных условиях – низкая продуктивность скважин, значительная глубина подвески насоса. В соответствии с технической характеристикой выпускаемого насосного оборудования, а также опытом эксплуатации, электроцентробеж-ные насосы рекомендуется эксплуатировать в скважинах с дебитом более 20 м3/сут и установками ШГН – с дебитами менее 20 м3/сут. По результатам анализа количество отказов распределено: вина рембригады – 5%, вина ЭПУ – 12%, негерметичность НКТ – 13%, снижение динамического уровня – 9%, солеотложения – 21%, механические примеси 6%.

Отказы в динамике по годам с 2011 по 2014 год на рисунке 1.

Основной причиной по отказам видно это со-леотложения на рабочих органах УЭЦН. Причина солеотложений является в первую очередь, определенный состав пластовой жидкости – высокая обводненность, наличие растворенных и нерастворен-ных природных минералов. Изменения термобарических условий в скважине в процессе интенсивного отбора жидкости для поддержания проектных темпов разработки месторождения, приводящие к выпадению осадка. Так, смещение рабочей зоны в левую часть гидродинамической характеристики приводит к повышению температуры перекачиваемой жидкости и увеличению кавитационных процессов и, как следствие, выпадению в осадок. Смешивание пластовых вод с закачиваемыми водами приводит к образованию солеобразующих соединений. Пластовая вода по составу является хлоркаль-цевой, перенасыщенной солямикарбонатные отложениями, в табл. 2.

Проведены на месторождении исследования по твердым осадкам на оборудовании. Твердые отложения в скважинах и на оборудовании: кол-во исследованных образцов/скважин – 880 / 680; с деталей ЭЦН – 665; с деталей ШГН – 180; с НКТ – 35.

Рис. 1. Отказы в динамике по годам с 2011 по 2014 год.

Химический состав пластовой воды по месторождению

Таблица 2

Состав твердых осадков на подземном оборудовании: карбонаты кальция, железа, магния – 55,4%; бариты – 8,1%; фосфорсодержащие соединения – 5,1%; оксиды железа – 8,9%; посторонние включения – 9,8%; механическеи примеси – 9,5%; АСПО – 3,0%.

Выводы и предложения:

• 1.    За 2013 год по фонду скважин, оборудованных УЭЦН, выполнен 851 ремонт, из них 353 (41,5 % от общего количества ремонтов) ремонта – преждевременные.

• 2.    Основные причины по отказам, это солеотложения, негерметичности НКТ, вина ЭПУ. Причина солеотложений является в первую очередь, определенный состав пластовой жидкости – высокая обводненность, наличие растворенных и нерастворенных природных минералов.