Дипломная (вкр): Разработка Талинского месторождения

Диаграмма 3.1 Структура действующего фонда УЭЦН по типаразмерам на 01.01.2003г. и на 01.01.2004г.

Средний дебит УЭЦН составляет Q=100м3/сут., Qн =8,1т/сут. Таким образом, основным фондом являются УЭЦН 80 и УЭЦН 125.

В 2003 г в ЦДНГ №2 произошло 452 отказа, из которых 189 (41,8 %) преждевременных с наработкой менее 120 суток. В 2002г средний МРП по УЭЦН составил 286 суток, а в 2003г 283 суток. В таблице 3.8 представлена средняя наработка на отказ фонда УЭЦН в ЦДНГ №2 по типаразмерам на 01.01.2003г. и на 01.01.2004г.

Таблица 3.8

В диаграмме 3.2 подробно представлена динамика действующего фонда и наработки на отказ по ЭЦН в 2002-2003 и январе 2004 года. Наблюдается увеличение действующего фонда скважин на 3.6% (12скв.) в сравнении с началом 2003 года.

Диаграмма 3.2 Динамика действующего фонда и наработки на отказ по ЭЦН в 2002-2003 и январе 2004 года.

Структура отказов УЭЦН по узлам приведена в таблице 3.9

Таблица 3.9

За 2003год в ЦДНГ №2 произошло 16 полетов УЭЦН по следующим причинам:

  НКТ - 62,5 %;

      ЭЦН - 6,3 %;

      Газосепаратор- 31,2 %.

Наработка на отказ по УЭЦН на сегодняшний день характеризуется двумя показателями:

      Низкий уровень наработки;

      Снижение наработки на отказ.

Негативное воздействие на уровень наработки на отказ в целом по фонду УЭЦН оказывает эксплуатация УЭЦН в более жестких условиях:

      Заглубление

      Снижение ресурса узлов УЭЦН и кабеля из-за более высокого температурного режима

      Повышение риска полета в следствие увеличения нагрузки на колонну НКТ (осевой и от вибрации УЭЦН)

      Повышение риска вибрационной опасности установки вследствие увеличения длины ЭЦН за счет дополнительных секций

      Солеотложения из-за изменения термобарических условий при увеличении отбора жидкости из пласта

      Снижение притока в процессе эксплуатации

      Несоответствие производительности установки притоку из пласта (скважины из б/д)

      Вынос мех примесей (скважины ГРП)

В часто ремонтируемом фонде (ЧРФ) ЦДНГ №2 находятся 24 скважины. Как видим из диаграммы 3.2, большую часть ЧРФ 40% составляют скважины после оптимизации. На скважины подвергнутые ГРП приходится 26% ЧРФ. А также 17% скважин на коре выветривания (объект Pz). На скважинах, эксплуатируемых кору выветривания, производится штуцирование затрубного пространства и устья. При ПРС делают ГКО, долив нефти в процессе запуска, вывода на режим и эксплуатации. На диаграмме 3.3 приведена структура ЧРФ УЭЦН по видам ГТМ

Диаграмма 3.3 Структура ЧРФ УЭЦН ЦДНГ №2 (в разрезе ГТМ)

Периодический фонд ЦДНГ №2 оборудованный УЭЦН на 01.01.2004г насчитывал 16 единиц, что составляет 4,5% от всего действующего фонда ЭЦН. Причиной периодического режима работы скважин в основном служит, как видно из диаграммы 3.4, нестабильная работа пласта скважин подвергнутых ГРП 37% и несоответствие типоразмера насоса и притока из пласта скважин выведенных из бездействия 31%.

Диаграмма 3.4

Структура периодического фонда УЭЦН ЦДНГ №2 (в разрезе ГТМ)

Внедрение новой техники:

На Талинской площади проводятся следующие работы по внедрению новой техники:

С 1999 г применяли кабель теплостойкого исполнения («Камкабель», «Подольск кабель»), а также, в качестве удлинителя, теплостойкий кабель со свинцовой изоляцией фирм Борец. REDA, Centrlift. Это позволило снизить расслоение изоляции кабеля почти в 5 раз по сравнению с 1998 г.

Применение сростков кабеля с липкими пленками производства США сняло проблему отказов по снижению сопротивления изоляции в сростке кабеля. В 1997 г было 42 отказа по этой причине, в 1999 - только -2.

С марта 1999 г начали внедряться высоконапорные ступени в абразивостойком исполнении АО «Новомет» (Пермь), а с 2003г стали внедряться высоконапорные вихревые насосы 1ВННПИ-25, 2ВННПИ-59, 2ВННПИ-79 износостойкого исполнения (метод порошковой металлургии), имеющие большой рабочий диапазон.

С 2001 года, на базе ЦБПО ЭПУ, введен в эксплуатацию стенд тестирования узлов УЭЦН.

ПЭД испытывают на стенде «Naipottest» высоким напряжением, измеряют токи утечки, измеряют выбег ротора.

У ЭЦН определяют напор, мощность, вибрацию, производительность.

Кабель тестируют на сверхнизкой частоте 0,1 Гц, что позволяет выявить пробои изоляции в кабельных линиях не нагружая кабель высоким напряжением.

За 2003 год в ЦДНГ №2 ОАО «ТНК-Нягань» смонтировано 352 новых ЭЦН, 259 новых ПЭД , 279 новых гидрозащит и 308 новых кабельных муфт.

3.2.2 Анализ применения опыта эксплуатации УЭДН

На 1.01.2004 г в ЦДНГ №2 под УЭДН обустроено 3 скважины все находятся в бездействующем фонде. Причиной перевода в бездействие послужили низкий МРП до 100 суток и низкая продуктивность в следствии чего ремонтировать скважины с УЭДН стало не целесообразно.

Низкая наработка была следствием влияния высокого газового фактора, температуры, мех. примесей.

УЭДН применялись на скважинах с дебитами 5-20 м3/сут. По опыту эксплуатации ЭДН производства Ижевского электромеханического завода в различных нефтедобывающих предприятиях России с 1993 г МРП в Татарии, Башкирии, Удмуртии достигнут в среднем 336-439 суток, при максимальной наработке более 3 лет.

В Западной Сибири наибольший МРП был достигнут в Сургутском, Пуровском и Лангепасском районах и составил 436-480 суток.

3.2.3 Осложнения при эксплуатации ЭЦН

Анализ осложнений

Процесс солеотложения представляет собой массовую кристаллизацию солей из перенасыщенных водных растворов в сложных гидро- и термодинамических условиях в присутствии нефтяных компонентов и других примесей, влияющих на кинетику кристаллизации и свойства осадков.

Выпадение осадков происходит в результате смешения разнотипных вод, заключенных в нефтяной залежи и закачиваемых в систему ППД.

В ряде случаев причиной отложения солей служит нарушение карбонатного равновесия вследствие изменения термобарических параметров. Интенсивность осадкообразования при этом увеличивается с повышением температуры и уменьшением давления. Более интенсивное отложение солей наблюдается в трубах малого диаметра (до 50 мм), в задвижках, клапанах, переходных патрубках, что обусловлено повышенной турбулизацией в этих местах газожидкостного потока. В скважинах, оборудованных ЭЦН, отложения солей обнаруживаются на сетке насоса, поверхности погружного электродвигателя, валах насоса, токоведущем кабеле.

В каждом конкретном случае причиной отложения солей может стать любой из перечисленных факторов или совокупность нескольких. Однако, некоторые из них будут вызывать временные осложнения в работе скважин в зависимости от периода их влияния, а изменение термобарических параметров является постоянной и наиболее превалирующей причиной выпадения осадка.

Мероприятия по предупреждению и борьбе с АСПО

Разработка месторождений ОАО «ТНК-Нягань» осложнена выпадением асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании. В ЦДГГ №2 непрерывно проводятся различные мероприятия по предупреждению и борьбе с данным осложнением. Это скребкование скважин скребками парашютными и скребками механическими, а так же обработка скважин горячей нефтью и горячей водой Количество скважин, подверженных парафиноотложению в ЦДНГ №2 на 01.01.2004г.- 38 шт. это 11% от действующего фонда скважин (на 01.01.2003 г. - 40 скважин - 11,9%)

Структура скважин подвергнутых парафиноотложению представлена в диаграмме 3.5

Диаграмма 3.5

Процент охвата депарафинизацией скважин в ЦДНГ №2 представлен в диаграмме 3.6

Диаграмма 3.6

Оснащённых скребками парашютными - 5 скважин (12%);

Оснащённых скребками механическими - 9 скважин (24%).

Мероприятия по предупреждению и борьбе с солеотложениями.

Другой вид осложнений, наблюдаемый при эксплуатации нефтепромыслового оборудования, является отложение солей. Отложения снижают производительность нефтепромыслового оборудования, приводят к авариям и простоям.

Основными причинами выпадения осадков из водной фазы являются несовместимость закачиваемых и пластовых вод и изменение термобарических параметров от забоя до устья скважин и далее по пути следования добываемой жидкости. Количество скважин, подверженных солеотложению в ЦДНГ №2 на 01.01.2004г.- 61 шт. это 17.1% от действующего фонда скважин (на 01.01.2003 г. - 23 скважины - 6,9%)

В том числе:

   Защита закачкой ингибитора солеотложений ХПС - 15 скважин (20% осложнённого фонда) - средняя наработка до - 58,6 суток, после обработки - 72 суток (текущая наработка)

   Применён дозатор «ТРИЛ» - 2 скважины (3% осложнённого фонда)

   Произведена соляно-кислотная обработка - 9 скважин (12 операций)

Охват осложнённого фонда составляет 43% (на 01.01.2003 года - 0 %)

Выводы

В целом, ЭЦН при текущих условиях эксплуатации (средняя обводненность более 90 %) обеспечивают проектные значения забойных давлений и отборы по жидкости. Имеет место рост действующего фонда скважин за счет ГТМ (ввод из бездействия) за 2003 год плюс 12 скважин.

Выполнение требований регламентов на подготовку скважин после ремонта, выводу на режим и эксплуатации оборудования, а также применение новой техники, в том числе импортных УЭЦН (например, фирмы REDA) позволит достигать МРП до 700 суток.

Рекомендации:

   С целью снижения отказов узлов УЭЦН по причине солеотложений

   продолжить практику ОПЗ ингибитором солеотложений ХПС - 007 (проведено 15 ОПЗ)

   продолжить опытно-промышленную эксплуатацию дозаторов под насосных «ТРИЛ» (внедрено 2 шт.)

   С целью снижения периодического и часто ремонтируемого фонда скважин обеспечить

   оснащение скважин часто ремонтируемого и периодического фонда СУ нового поколения «Электон»,«Борец» (оснащено 24 скважины);

   оснащение скважин периодического фонда устройством плавного пуска УПП -1 (оснащено 6 скважины);

   С целью снижения отказов погружного кабеля при эксплуатации

   внедрение кабельных муфт токоввода повышенной надежности производства ООО «Битек», «Борец» (внедрено 16 шт.);

   оснащение кабельных линий УЭЦН термостойкими вставками из освинцованного кабеля (81% линий);

   С целью снижения отказов погружного кабеля при СПО

   усиление технологического контроля;

   оснащение кабельных линий УЭЦН протекторами крепления кабеля (оснащено 38 линий);

   С целью снижения отказов по узлам УЭЦН

   продолжить внедрение УЭЦН ВНН-25 производства «Новомет» на низкодебитных скважинах (внедрено 24 шт.);

   продолжить внедрение ЭЦН 3 группы (износостойкое исполнение - внедрено 36 УЭЦН);

   продолжить внедрение СУ «ЭЛЕКТОН-05» с преобразователем частоты (внедрено 5 СУ).

   С целью снижения негативного воздействия парафинообразования

   продолжить внедрение мех. скребков (оснащено 9 скважин)

3.2.4 Анализ применения опыта эксплуатации ШГН

Эксплуатационный фонд ШГН в ЦДНГ №2 на 1.01.2004 г составлял 225 скважин, из которых 77 давали продукцию и 148 находились в простое и бездействии. Доля ШГН в общем механизированном фонде составляет 32,3 %. За 2003г. добыча нефти с помощью ШГН составила 85267 тонн, жидкости 202371 м3.Средний дебит по жидкости по ЮК10 5,2 м3/сут и по ЮК11 8,8 м3/сут.

Основные показатели эксплуатации ШГН приводятся в таблице 3.10

Таблица 3.10 Основные показатели эксплуатации ШГН в ЦДНГ №2 на Талинской площади

Обводненность продукции изменяется от 2,5 до 96 % при средней от 34,2 (пласт ЮК10) до 63,5 % (пласт ЮК11). Глубина спуска насосов от 1090 до 1402 м при средней 1230 м.

В широких пределах изменяется забойное давление от 12,3 до 22.7 МПа. Средние забойные давления по пластам близки к проектным (16-16,6 МПа).

Пластовые давления добывающих скважин изменяются в широком диапазоне от 19,5 до 26 МПа, при средних значениях по пластам близким к первоначальным. Пониженные пластовые давления в зоне отбора наблюдаются на 21.6 % скважин (от 19,5 до 20 МПа).

Средний межремонтный период по ШГН за 2003 год в ЦДНГ №2 составляет 232 суток, за 2002 год данный показатель составлял 272 суток, что является относительно низким показателем для данного оборудования. Так, например, в Татарии МРП достигает 600 суток, на Приобском месторождении (со сложными условиями эксплуатации) - 496 суток.

Наибольшее количество отказов ШГН приходится на не герметичность насосно-компрессорных труб, в следствии протертости их насосными штангами - 44% как правило при отсутствии центраторов на штангах, на втором месте по количеству отказов отсутствие подачи насоса - 42,5% в основном по износу насоса из-за высокого газового фактора и большого содержания мех примесей в добываемой продукции.

Диаграмма 3.7 Динамика действующего фонда и наработки на отказ по ШГН в 2002-2003 и январе 2004 года.

В диаграмме 3.7 представлена динамика действующего фонда и наработки на отказ по ШГН в 2002-2003 и январе 2004 года.

На сегодняшний день в целях повышения уровня наработки на отказ по УШГН проводятся следующие мероприятия:

   С целью снижения отказов по НКТ проводится:

   спуск компоновок штанг с центраторами (оснащено 51,9% фонда скважин);

   Для снижения отказов по ШГН проводится:

   С начала года осуществляется переход на применение отечественных ШГН с хромированным покрытием цилиндра;

   Внедрено 23 газовых и 8 газопесочных якорей.

   С целью снижения негативного воздействия парафино - гидратообразования

   на 1-ой скважине (в рамках опытно-промышленной эксплуатации) внедрён поднасосный дозатор ДИС -146 ;

   производятся промывки скважин тех.водой с добавлением МЛ-80 Ужесточен контроль за выбраковкой НКТ и штанг при проведении ПРС.

Внедрение новой техники:

В 2003г. внедрено 29 высоконадежных импортных насосов “SBS’’ (Австрийского производства) и 3 насоса «Аксельсон-Кубань» (42% от всего дающего фонда ШГН) средний МРП на по данному оборудованию составляет 375 суток.

Выводы

ШГН при текущих условиях эксплуатации обеспечивают достижение проектных забойных давлений. МРП достигает 232 суток. Имеет место наличие большого бездействующего фонда 144 скважины. Заметна тенденция к снижению фонда (за 2003 год минус 24 скважины) в основном скважины выведены в бездействие по не рентабельности с дебитом менее одной тонны в сутки.

Рекомендации:

Применение в дальнейшем новых видов оборудования (газо-песочных фильтров, штанг с центраторами, штанговращателей, шламоулавителей и др.) и своевременная замена отработавшего свой срок службы оборудования позволят достичь МРП до 500 суток.