Анализ эффективности эксплутации скважин, оборудованных УЭЦН

В настоящее время большинство нефтяных месторождений вступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся высокой обводненностью скважин, интенсификацией процессов коррозии оборудования, образованием в скважинах и глубинно-насосном оборудовании различных отложений и др. Все это приводит к значительным издержкам производства и увеличению себестоимости добычи нефти. В таких условиях одним из основных способов повышения эффективности эксплуатации скважин является увеличение их межремонтного периода (МРП), в первую очередь скважин, оснащенных УЭЦН, на которые приходится основная доля добываемой продукции. Поэтому необходимо обеспечить комплексную систему по обеспечению эффективной эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, охватывающую всю технологическую цепочку по схеме пласт-скважина-УЭЦН.

Необходимо обеспечить выбор установки ЭЦН индивидуально для каждой скважины. Проводить технологические (обработка скважин с целью предотвращения отложения солей, появление коррозии и др.) и организационные (периодическое обучение обслуживающего персонала по специальной программе, надзор за эксплуатацией УЭЦН) мероприятия по совершенствованию добычи нефти установками ЭЦН.

Влияние некоторых факторов, осложняет эксплуатацию УЭЦН, в первую очередь это связано с образованием сульфидсодержащих осадков, они значительно снижают МРП. Во многих скважинах наблюдается интенсивное отложение солей, причем в скважинах с большим содержанием сульфида железа. Ингибиторы солеотложения, например инкридол, дифонал хорошо зарекомендовавшие себя для предотвращения отложений гипса и карбонатов оказались малоэффективными в условиях сульфидсодержащих  осадков. Предлогается иная композиция реагентов с активизирующей добавкой, которая увеличивает адсорбционную способность ингибитора солеотложения, нейтрализует сероводород, что в итоге сокращает расход ингибитора на 10-20 % и увеличивает продолжительность защитного эффекта. Для удаления сульфидсодержащих отложений из рабочих органов ЭЦН без подъема насосов разработана и внедрена технология с применением композиции, растворяющей осадки и включающей соляную кислоту, ингибиторы коррозии и солеотложения, а также бактерицид. Испытания этой технологии показали ее высокую эффективность /1/.

При эксплуатации скважин установками ЭЦН известных типов с металлическими фильтрами наблюдаются частые осложнения из-за засорения фильтра и рабочих колес насоса механическими примесями, состоящими в основном из продуктов коррозии обсадных и насосно-компрессорных труб, а также из отложений неорганических солей, частиц породы пласта. Поступление механических примесей, особенно сульфида железа через фильтр насоса, вызывает чрезмерный износ и преждевременный отказ УЭЦН, вплоть до заклинивания последних, что резко снижает МРП скважин и повышает себестоимость добываемой нефти /2/.

Фильтры серийно выпускаемых УЭЦН имеют существенные недостатки. Так, их щелевые металлические элементы не защищают насос от попадания мелких абразивных частиц сульфидов железа, т.е. пропускают последние свободно в насос. Более крупные частицы, скапливаясь, засоряют отверстия фильтра, что снижает производительность насоса и способствует отказу всей системы. Эти частицы могут также перекрывать интервал перфорации. Не исключена возможность поступления механических примесей (а также сульфида железа) в ствол скважины из призабойной зоны пласта (проблема с сульфатвосстанавливающими бактериями).

Очевидно, что наиболее простой способ торможения процесса образования осадков -  это периодическая очистка и промывка обсадных колонн до забоя скважин; ингибирование всей очищенной поверхности специальными  жидкостями и ингибиторами коррозии. Однако тщательная периодическая очистка поверхности обсадных труб и удаление из скважины накопившихся осадков сульфида железа – весьма трудоемкий и не всегда экономически оправданный процесс.

Наиболее эффективный метод связан с ингибированием поверхности металла труб специальной жидкостью, заливаемое в затрубное пространство скважины (жидкий пакер). Однако жидкий пакер не всегда приносит хороший результат. Для полного охвата защиты от коррозии подземного оборудования разработан новый способ, в соответствии с которым в затрубное пространство подается ингибирующая композиция в виде мелкодисперсной высоко устойчивой пены. Основными компонентами являются дегазированная нефть, ингибиторы коррозии и солеотложения. Для торможения коррозии ниже УЭЦН разрабатывается технология ингибирования и защиты с применением глубинного дозатора с опорой на забой скважины.

Одним из основных показателей, характеризующих технический уровень и экономическую эффективность эксплуатации УЭЦН, является межремонтный период эксплуатации скважин, который зависит от периода безотказной работы насосного оборудования (наработка на отказ).

Наряду с перечисленными выше методами борьбы с коррозией на ТПП «Урайнефтегаз» были выбраны два перспективных направления работ по увеличению наработки на отказ УЭЦН:

1.      Закупка импортных УЭЦН. Требует больших капитальных вложений и ограничивается финансовыми возможностями предприятия.

2.      Применение оборудования отечественных производителей износо- и коррозионно-стойкого исполнения.

По ряду проведенных исследований был сделан вывод, что качество отдельных узлов отечественных установок не соответствует существующим условиям эксплуатации. Поэтому было принято решение о создании установки в которой отдельные детали сделаны в износо- и коррозионно-стойком исполнении. Данный метод дал хороший результат, т.е. увеличилась наработка на отказ, и был получен положительный экономический эффект. Изменение конструкции и применение новых материалов при изготовлении рабочих органов насосов позволяют расширить технические условия эксплуатации УЭЦН. В настоящее время решается вопрос защиты от коррозии корпусов ЭЦН, ПЭД, брони погружного кабеля /3/.

Значительно ниже среднего показателя оказалась наработка на отказ УЭЦН, эксплуатирующихся в скважинах со сверхнормативным искривлением ствола. В этих скважинах чаще происходит падение установок на забой. Анализ причин их падения показывает, что наибольшее число аварии обусловлено разрушением НКТ и соединительных элементов УЭЦН. Основной причиной разрушения соединительных элементов является их ослабление при прохождении ЭЦН при спуске в скважину участков максимального искривления. При этом на часть болтов нагрузка возрастает, и они разрушаются. Для устранения изгибающего момента, передаваемого от НКТ к ЭЦН, разработано шарнирное устройство, размещаемое в точке подвеса установки в НКТ. Шарнирное устройство допускает перекос оси установки относительно оси НКТ до 5 градусов. Особое внимание уделено совершенствованию узла соединения насоса с электродвигателем, как основного элемента, на долю которого приходится наибольшее число разрушений. Вместо стандартного соединения насоса с протектором предложена шарнирно-кулачковая муфта, состоящая из карданного и сферического шарниров, кулачковой муфты, объединенных в одну сбоку. Муфта допускает отклонение осей насоса и электродвигателя до 4 градусов, что исключает возникновение изгибающих нагрузок.

Некоторым месторождениям вместе с общими осложнениями, которые присутствуют на других месторождениях, свойственна проблема пескопроявления. В основном это происходит из-за большой депрессии на пласт.

На Ершовом месторождении проводились некоторые виды работ по снижению влияния механических примесей на работу насосов. В ограниченных количествах осуществляются очистки забоев скважин после ТРС и КРС, что обеспечивает более легкий запуск и ввод скважины на режим, проводились кислотные обработки ПЗП, однако хороших результатов эти работы не дают /4/.

Для решения этой проблемы необходимо до минимума сократить период вывода скважины на режим

Эффективно применение ступенчатого глушения, при котором в пласт закачиваются углеводородная жидкость, дегазированная нефть или растворитель АСПО, затем солевой раствор. Это облегчает последующий запуск скважины. Для плавного вывода скважин с ЭЦН на стабильный режим необходимо применять телеметрические системы для контроля давления температуры на приеме насосов, а также преобразователи частоты вращения. Это снизит вероятность выноса из пласта частиц регенерированного кварца, имеющих высокую твердость, что в свою очередь исключить необходимость использования УЭЦН в износостойком исполнении.

Для снижения попадания механических примесей в УЭЦН существует также метод использования комплекта противополетного оборудования (ППО) и песочного якоря. Такой метод довольно прост и весьма эффективен при небольших содержаниях песка в продукции скважины.

Происходит увеличение выхода из строя оборудования из-за коррозии металла. В некоторых скважинах наблюдается односторонняя коррозия или «точечная». Существует гипотеза о том, что это происходит в местах контакта насосов с эксплуатационной колонной и особенно отмечается в сильно искривленных стволах скважин. Предотвратить возможность коррозии можно применением центраторов, а также очисткой скребками стенок обсадной колонны от продуктов коррозии в интервале спуска УЭЦН.

На Самотлорском месторождении наибольшее число осложнений, включая «полеты» ЭЦН, происходит в скважинах,  где  применяются  насосы  малой  и  средней  подачи  жидкости  (до 160 т/сут). Основной причиной выхода из строя установки является засорение насосов частицами механических примесей, в состав которых входят частицы пород продуктивного пласта, продукты коррозии скважинного оборудования, отложения неорганических солей и твердых углеводородов. В последнее время также появилась проблема с выносом в скважину проппанта – это явилось следствием большого количества ГРП и высокой депрессии на пласт /7/.

Причинами большого числа полетов в условиях данного месторождения являются механические колебания всей установки вследствие искривления отдельных узлов при спускоподъемных операциях и скопление свободного газа в рабочих колесах насоса при его работе в наклонно направленных скважинах. В последнее время стали применять специальные конструкции гасителей вибрации, что позволило увеличить продолжительность наработки на отказ установок ЭЦН /5/.

Аварии происходят также из-за срыва подачи жидкости, это происходит из-за уменьшения коэффициента продуктивности скважин по жидкости. Уменьшение коэффициента продуктивности происходит из-за ухудшения фильтрационно-емкостных свойств пород призабойной зоны. Это происходит вследствии применения при разработке месторождения в качестве агентов закачки систем ППД и жидкостей глушения скважин вод, разных по составу растворенных солей и минерализации.

Для предотвращения поступления газа из затрубного пространства и следующего за ним срыва подачи предложен скважинный жидкостно-газовый эжектор (ЖГЭ) /8/. Местоположение ЖГЭ в колонне НКТ рассчитывается из следующих условий:

1)     после начала работы ЖГЭ динамический уровень не должен доходить до него, т.е. необходимо чтобы эжектор постоянно находился в газовой области;

2)     расходное содержание газа в рабочей области на входе в эжектор не должно превышать 20% для устойчивой его работы;

3)     давление рабочей жидкости в рассчитанном месте должно быть достаточным для эжектирования выделенного в затрубное пространство объема газа.

РИСУНОК 1

Результаты испытаний ЭЦН, проведенные в пластах имеющих различную физико-химическую характеристику нефтей, позволяют сделать важный вывод об улучшении характеристики ЭЦН при его работе на газонефтяной смеси, при определенном небольшом газосодержании на его приеме /11/.

Вывод об улучшении характеристики при наличии в добываемой жидкости определенного количества свободного газа особенно важен для эксплуатации насосов на месторождениях с вязкой нефтью, а также при эксплуатации в обводненных скважинах, в которых образуется вязкая нефтяная эмульсия. Улучшение характеристики ЭЦН можно объяснить снижением вязкости нефти вследствие наличия газовой фазы и, следовательно, уменьшением гидравлических потерь, которые в ЭЦН достигают значительной величины. Оптимальная величина газосодержания будет зависеть от вязкости добываемой жидкости и от числа ступеней насоса: повышаться с увеличением вязкости и числа рабочих колес.               

Внедрение новых технических и технологических разработок по повышению устойчивости работы УЭЦН в осложненных условиях их эксплуатации позволяет обеспечить рост МРП скважин, оборудованных УЭЦН.