13.
опыт
ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН
В. ДЕЙС, НГДУ «Сургутнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»
Добывающий фонд скважин НГДУ «Сургутнефть» по условиям эксплуатации условно разделяется на две основные категории. Первая представляет собой скважины, эксплуатирующие высокопродуктивные пласты БС1, БС2+з, БС10 крупных месторождений Западно-Сургутского, Сайгатинского, Восточно-Сургутского, открытые в 60—70 гг. прошлого века. Данные месторождения находятся на заключительной стадии разработки и характеризуются большой выработкой запасов. Так, по Западно-Сургутскому месторождению добыча от извлекаемых запасов составляет 84%. Особенности разработки на поздней стадии характеризуются высокой обводненностью продукции. По Западно-Сургутскому месторождению обводненность достигла 94% с содержанием в ней значительного количества механических примесей, интенсификацией процессов коррозии и солеотло-жений на применяемом внутрискважинном оборудовании. О применяемых методах решения обозначенных проблем речь пойдет ниже. Вторая категория представляет собой трудноизвлекаемые запасы, состоящие в основном из Юрских отложений, характеризующихся низкими коллекторскими свойствами, а также открытых в процессе доразведки пластов Ачимовской свиты, осложненных высоким газовым фактором при давлении насыщения, превышающим 16 МПа, высокой неоднородностью и гидрофильностью коллекторов, переслаиванием глинистых пород. Ограниченность контура питания обозначенных объектов разработки приводит к существенному снижению пластовых давлений. Успешная эксплуатация данных скважин возможна при значительном заглублении УЭЦН (более 1900 м), что обеспечит создание необходимой депрессии на пласт и давление на приеме насоса. В скважинах второй категории проявляются осложнения, обусловленные высокой температурой в зоне работы электропогружного оборудования, высоким газосодержанием, малыми величинами дебита жидкости, приводящими к отложению механических примесей на рабочих органах и лабиринтах ЭЦН, перегреву ПЭД, что усугубляется при переводе скважин на периодический режим эксплуатации.
Для определения основных осложнений и причин отказов установок, эксплуатируемых на повышенных депрессиях. Выявления «слабых» узлов УЭЦН, требующих доработки и модификации, проведен анализ эксплуатации скважин второй категории.
На диаграмме 1 представлена зависимость наработки УЭЦН от глубины спуска. Из данных видно, что до глубины 1900 м наработка относительно стабильна, снижение происходит при увели-
т
п я
Е
УМ 530
543
IP
432 412
403
300
200 150 100 241 257 ООО
Глубина спуска ЭЦН
Диаграмма 1. Зависимость наработки УЭЦН от глубины спуска
30
в ® в
2 20 ¡15
J 10
5
20.3
14.0
30.4
13.2
ЮЛ
7.2
21.7
20
Снижение Засорение ЭЦН Износ ЭЦН а ПЭД
J Отказы УЭЦН эксплуатируемых на глубнно более 1800 м 1 Отказы УЭЦН эксплуатируемых на глубине ненов 1000 м
Диаграмма 2. Распределение причин отказов УЭЦН относительно глубины спуска
чении глубины более 1900 м При величине, превышающей 2100 м, происходит значительное снижение наработки.
Определим основные причины, ведущие к снижению наработки при заглублении УЭЦН (диаграмма 2).
При сравнительном анализе процентного отношения количества отказов УЭЦН, эксплуатирующихся на глубинах менее и более 1800 м, выявлено, что основной причиной снижения наработки и отказа заглубленных установок как в абсолютном, так и относительном выражении является снижение изоляции ПЭД. Необходимо акцентировать внимание на увеличении отказов гидрозащиты ПЭД по мере увеличения депрессии и глубины спуска (диаграмма 2.1). Самые распространенные на данный момент гидрозащиты компенсаторного типа 1Г51, МГ52 конструктивно не надежны при эксплуатации в экстремальных условиях на повышенных депрессиях. Анализ применения гидрозащит бескомпенсаторного типа 2ПБ92, ГЗН92 показал более высокую надежность и наработку на отказ рассматриваемых образцов. Конструктивно более совершенные гидрозащиты данного типа обеспечивают лучший отвод тепла, циркуляцию масла, сброс избыточного давления посредством клапанов, многоступенчатую защиту от проникновения пластового флюида в ПЭД. Второй немаловажной причиной является перегрев ПЭД вследствие высокой температуры в зоне размещения установки, что усугубляется недостаточным охлаждением за счет малого объема омывающей жидкости низкопродуктивных пластов.
Следующими по значимости причинами отказов УЭЦН являются засорение ЭЦН и снижение изоляции плоского удлинителя кабеля, составляющие 10,1% и 20,з% соответственно (диаграмма 2). Основную долю установок, эксплуатирующихся в скважинах с трудноизвлекаемыми запасами, составляют ЭЦН 15-25-35. Причина низкой наработки данных типоразмеров заключается в малых зазорах рабочих органов ЭЦН (конструктивная особенность). На малых значениях подачи происходит быстрое засорение насоса механическими примесями, солеотложениями и, как следствие, — снижение заявленных расходно-напорных характеристик. Засорение ЭЦН, сопровождаемое увеличением токовых
опыт
Н
100% 00% 00% 70% 00% 50% 40% 30% 20% 10% 0%
-то%-
55%
«5%
67%
.33%
24%
менее 1500 м от 1500 и до 1800 м ~~| Ндв I I Ни
более 1800 м
Диаграмма 2.1. Распределение отказов электропогружного оборудования в зависимости от глубины спуска
нагрузок в условиях низкого дебита скважины, приводит к перегреву и нарушению изоляционного слоя плоского удлинителя кабеля. Следующей причиной является влияние свободного газа. В условиях эксплуатации установки на повышенной депрессии, когда давление на приеме насоса значительно ниже давления насыщения, а величина свободного газа на приеме насоса превышает 15—20%, в межлопаточных каналах первых рабочих колес образуются газовые каверны, которые не участвуют в движении и снижают рабочие характеристики. Как следствие изменяется объемный расход газожидкостной смеси; вдоль насоса увеличивается температура, что приводит к перегреву плоского удлинителя и нарушению изоляционного слоя кабеля. Массовое применение газосепараторов, диспергаторов ограничено малой эффективностью и высокой аварийностью существующих отечественных образцов, либо обусловлено высокой стоимостью импортных образцов.
Как видно из представленного материала, эксплуатация УЭЦН на повышенных депрессиях и глубинах, превышающих 2000 м, предполагает целый ряд осложнений. В конечном итоге ведет к снижению наработки и увеличению затрат. В то же время позволяет значительно увеличить дебит нефти, а для скважин с трудноизвлекаемыми запасами Юрских отложений зачастую является единственно возможным способом поддержания рентабельных дебитов. Необходим индивидуальный расчетный подход к каждой скважине, определение четких критериев и границ как технологических, так и экономических, лимитирующих максимальную депрессию и глубину спуска ЭЦН. Разработан и реализован расчет на ЭВМ основных технологических параметров работы системы «скважина-УЭЦН». В алгоритме заложены лимитирующие границы глубины спуска электропогружной установки. Максимальную глубину определяет температура в зоне работы ЭПУ с учетом ограничений, заданных производителем установки и реальных параметров добываемой газожидкостной смеси. Расчет тепла, выделяемого самим ПЭД и ЭЦН, производится с учетом токовой нагрузки и потребляемой мощности. Одним из основных параметров, определяющих минимальную глубину, является давление на приеме насоса и количество свободного газа. После определения минимальных и максимальных границ глубины спуска УЭЦН анализируется инклинометрия скважины; расчеты проводятся с учетом интенсивности набора пространственного угла по данным гироскопии. Выбор интервала размещения УЭЦН производится на основании расчета максимальной длины установки, вписываемой без изгиба. Далее производится расчет экономических критериев с целью выяснения границ рентабельности и экономически обоснованной эффективности проведения мероприятия по увеличению депрессии путем заглубления УЭЦН.
На диаграмме 3 представлено графическое отображение расчета экономической эффективности в условных единицах. При увеличении глубины спуска ЭЦН увеличивается депрессия на пласт, сопровождаемая увеличением дебита нефти на величину, определяемую коэффициентом продуктивности. Пунктирной линией 1 отображено увеличение дебита нефти в зависимости от глубины спуска. Ось абсцисс совмещает отображение глубины спуска и средние наработки рассчитываемого типоразмера УЭЦН. Кривая 2 отображает экономическую эффективность за период действия, где наработка на отказ ЭПУ и изменение дебита нефти определяет период действия эффекта от проведенного мероприятия. Снижение продолжительности эффекта на глубинах, превышающих 2100 м, обусловлено резким снижением наработки на отказ. Кривая 3 отображает увеличение затрат на ремонт скважины при заглублении УЭЦН в случае отказа установки и суммарную стоимость УЭЦН и ремонта при проведении мероприятия без отказа установки. Основные составляющие увеличения затрат — дополнительная секция ЭЦН, газосепаратор, увеличение мощности ПЭД, увеличение длины кабеля и НКТ, увеличение продолжительности ремонта, применение более дорогостоящего термостойкого оборудования. Кривая 4 отображает разницу линии 2 и линии 3. Таким образом, определяется точка максимального экономического эффекта для конкретной скважины. В данном случае глубина составляет 1970 м, при спуске УЭЦН ниже указанного интервала происходит снижение экономического эффекта параллельно с увеличением затрат. После проведения расчета экономических и технологических параметров определяется оптимальная глубина спуска УЭЦН. Далее рассматриваются геологические условия и ограничения по увеличению депрессии на пласт. Импорт данных для проведения всего объема расчетов производится из базы данных нефтепромыслового комплекса «Альфа».
По мере выработки запасов крупных высокопродуктивных месторождений доля фонда скважин с трудноизвлекаемыми запасами в НГДУ «Сургутнефть» будет и далее расти. Обозначенная тенденция в большей или меньшей степен
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.