Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН, на Вачимском месторождении

На поздних стадиях разработки нефтяных месторождений можно выделить прогрессирующее обводнение скважинной продукции и снижение темпов добычи нефти. В связи с этим, особое значение приобретает проблема повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин. На сегодняшний день широко применяются при разработке нефтяных месторождений три основных способа эксплуатации скважин: фонтанный, газлифтный и насосный. Большинство скважин на Ва-чимском месторождении эксплуатируется насосным способом с применением установок погружных центробежных электронасосов (УЭЦН).

Кроме того, УЭЦН имеют неоспоримые преимущества перед штанговыми установками не только за счет переноса приводного электродвигателя на забой и ликвидации колонны штанг, что существенно повышает коэффициент полезного действия (КПД) системы, но и за счет значительного диапазона рабочих подач (от нескольких десятков до нескольких сотен м3/сут) и напоров (от нескольких сотен до нескольких тысяч метров) при сравнительно высокой наработке установки на отказ [5]. Основным показателем, характеризующим технический уровень УЭЦН и их эксплуатации, является межремонтный период (МРП), увеличение которого – один из самых эффективных путей снижения затрат [2]. Для Вачимского месторождения МРП составляет от 300-600 суток.

Вачимское месторождение разрабатывается с 1987 года. В настоящее время в эксплуатации находятся 4 объекта. Основной фонд эксплуатационных скважин на Вачимском месторождении, эксплуатируемых УЭЦН, приходится на электроцентробеж-ные насосы отечественного производства. И лишь небольшая часть фонда скважин разрабатывается с применением ODI (ЭЦН зарубежного производства).

К наиболее распространенным типоразмерам установок применяемых на Вачимском месторождении можно отнести: ЭЦНД 5-25-1250, ЭЦНД 530-1550, ЭЦНД 5А-35-1550, ЭЦНД 5-50-1450, ЭЦНД 5-80-1200, ЭЦНМ 5-125-1300, ЭЦНД 5.1200-900, ЭЦНД 5А-250-900 Н.

При повышении депрессии в период вывода скважин на режим, пуска после остановок, при эксплуатации вследствие изменившихся условий объем механических примесей в добываемой продукции, выносимых как из плата в скважину, так и с забоя, увеличивается. При этом происходит абразивный износ трущихся поверхностей насоса [6]. Часть механических примесей осаждается на рабочих органах погружных насосов, в результате чего нарушается нормальный режим откачки, увеличивается коэффициент трения, насосы начинают работать с повышенной вибрацией, снижается дебит, ухудшается охлаждение электродвигателя, в результате повышается температура в интервале установки насоса. В это время возрастает вероятность осаждения солей из пластовой воды. И в результате происходит отказ установки [4].

Наибольшее значение по динамическому уровню составило 2339 м, наименьшее значение 623 м. Большинство измерений динамического уровня проводимых на скважинах, эксплуатируемых установками ЭЦН, находятся в интервале от 1001 до 1500 м. На большинстве эксплуатируемых скважин (33,5%) обводненность достигает максимальных значений скважинной продукции – 97% [1].

Наибольшую долю составляют неисправности, связанные с высокой обводненностью скважинной продукции, которые приводят к снижению показателей работы насосов – 33 скважины. Эксплуатационными причинами являются негерметичность эксплуатационной колонны – 22 скважины. Износ рабочих органов насоса, электропробой обмотки статора электродвигателя и электропробой кабеля по телу (R – 0), также является достаточно распространенной неисправностью – 10. Выход из строя УЭЦН вследствие высокого газового фактора составляет 18 скважин. Неисправности при ремонтно - изоляционных работах, при обработке призабойной зоны скважины составляют 5 скважин. Три скважины оборудованы УЭЦН в системе ППД [3].

Перспективными направлениями в области увеличения наработки на отказ скважин, оборудованных УЭЦН, являются:

• 1.    Ведение мониторинга за содержанием механических примесей в используемых при ремонтах технологических жидкостях.

• 2.    Разработка эффективных противопесочных якорей с возможностью их применения на эксплуатационном фонде.

• 3.    Внедрение программно-аналитического комплекса, прогнозирующего осложнения при действующем технологическом режиме эксплуатации и при его изменении с течением времени.

• 4.    Разработка программного комплекса по подбору УЭЦН к скважине.