Оптимизация технологических режимов работы скважин механизированного фонда (стр. 8 из 10)
· Скважины, которые работают в режиме автоматического повторного включения (АПВ);
· Скважины, у которых УЭЦН работает на номинальной производительности, но с высоким динамическим уровнем;
· Часто останавливающиеся скважины (ЧОС).
5.1.1 Анализ работы фонда скважин, работающих в режиме АПВ
На рисунке 5.1 представлена структура фонда скважин, работающих в режиме АПВ с 01.09.07 по 01.04.09
Рисунок 5.1 - Структура фонда скважин, работающих в режиме АПВ
На рисунке 5.2 показано движение фонда скважин, работающих в режиме АПВ.
Рисунок 5.2 - Движение фонда АПВ
В период с 1 марта по 1 апреля 2009 г.:
Выбыло из фонда скважин работающих в режиме АПВ 12 скважин. Из них: 3 - на выводе; 3 - остановлены по причине текущего и капитального ремонта скважин (ТКРС); 4 - провели ремонт ОПЗ (обработка призабойной зоны) и ОПЗ+Оптимизация; 1 - вывели в режим после исследования и корректировки настройки ЗСП с установкой регулируемого штуцера; 1 - остановлена по BAD 100.
Добавилось 18 скважин. Из них: после геолого-технических мероприятий (ГТМ) ОПЗ (выход на установившийся режим) – 6 скважин; после ГТМ ввод новых скважин (ВНС) + гидравлический разрыв пласта (ГРП), ГРП, ремонтно-изоляционных работ (РИР) и вывод из бездействующего фонда (БД) (выход на установившийся режим) – 4 скважины; перевод из постоянного режима работы – 2 скважины (выход на установившийся режим после ТКРС); 1 скважина переведена в режим АПВ по причине снижения коэффициента продуктивности. 5 скважин после ТРС спуск не расчетного оборудования (отсутствия низкодебитного оборудования). На рисунке 5.3 представлено прогнозируемое движение фонда скважин, эксплуатирующихся в режиме АПВ на апрель 2009 г.
Рисунок 5.3 - Прогнозируемое движение фонда скважин, эксплуатирующихся в режиме АПВ
По прогнозу:
В фонд скважин в режиме АПВ добавятся 6 скважин. Из них: 2 скважины - выход на установившийся режим после текущего ремонта скважин (ТРС), 2 скважины - несформированная система ППД (снижение эффекта после ГРП); 2 скважины - целенаправленная работа в АПВ.
Выйдут из фонда скважин в режиме АПВ - 5 скважин после ремонта (4 - ОПЗ+Оптимизация оборудования, 1 - ГТМ планово-предупредительные работы (ППР)).
В таблице 5.1 представлены мероприятия по скважинам, работающим в режиме АПВ, по которым можно провести оптимизацию и вывести их из фонда скважин в режиме АПВ.
Таблица 5.1 - ГТМ мероприятия на март-апрель для снижения фонда АПВ
На рисунке 5.4 показаны основные причины работы скважин в режиме АПВ.
Рисунок 5.4 - Основные причины работы скважин в режиме АПВ
Основными причинами работы УЭЦН в режиме АПВ является:
1) Отсутствие подачи жидкости на устье скважины для работы УЭЦН. Это вызвано низкими коллекторскими свойствами пласта, в основном приуроченных к восточной части Приразломного месторождения. Данная категория фонда скважин в режиме АПВ составляет порядка 45% скважин.
2) Выход на установившийся режим после основных видов ГТМ: ГРП и ЗБС. Этот процесс характерен для зон с низкими свойствами коллектора, где происходит быстрое снижение эффекта ГРП. Данная категория фонда скважин в режиме АПВ составляет порядка 20% скважин.
3) Снижение коэффициента продуктивности вследствие выноса количества взвешенных частиц (КВЧ) в процессе эксплуатации скважины и возможном перекрытии продуктивных интервалов, а так же после текущего и капитального ремонта скважин (ТКРС), при которых использовался утяжелённый раствор. Данная категория фонда скважин в режиме АПВ составляет порядка 10% скважин.
4) Отсутствие необходимого оборудования ЭЦН-25 при ТРС и ГТМ. Данная категория фонда скважин в режиме АПВ составляет порядка 25% скважин.
Анализ часто ремонтируемого фонда скважин (ЧРФ)
На рисунке 5.5 представлена структура ЧРФ, а на рисунке 5.6показана структура отказов ЧРФ с августа 2007 г. по март 2009 г.
Рисунок 5.5 – Структура ЧРФ
На рисунке 5.6 представлены основные причины отказов при эксплуатации скважин ЧРФ за январь 2009 г.
Рисунок 5.6 - Основные причины отказов при эксплуатации скважин ЧРФ
Проведенные мероприятия по сокращению ЧРФ:
1) Глушение безкальциевым раствором.
2) Комплектование ЭЦН и шламоуловителя модернизированного (ШУМ) - 3 комплекта.
3) Спуск износостойкого и корозионностойкого оборудования - 3 компл.
4) Закачка Ипроден - 4 обработки.
5) Закачка Бейкер Петролайт.
6) Спуск полнокомплектных ЭЦН – 3 компл.
7) Приподъем ЭЦН – 6 ЭЦН.
8) Комплектация ЭЦН без о/к – 5 спусков без о/к
9) Нормализация забоя и обработка ПЗП ингибиторами солеотложений (Акватэк, ОЭДФ) – 6 скважин.
10) Закачка Большеобъемного ОЭДФ.
В приведенных ниже таблицах (таблица 5.2, таблица 5.3) представлены причины остановки скважин и мероприятия по их устранению на примере скважин 5571 и 1115.
В результате проведенных мероприятий по сокращению ЧРФ за январь 2009 г. видно, что в феврале 2009 г. количество скважин ЧРФ сократилось с 13 до 12 (рисунок 5.5) и количество отказов ЧРФ сократилось с 30 до 29 (рисунок 5.6), в результате чего в марте 2009 г. наблюдается рост межремонтного периода скважин (МРП), а также рост средней наработки на отказ (СНО).
5.1.2 Оптимизация работы скважин, у которых УЭЦН работает на номинальной производительности, но с высоким динамическим уровнем
Оптимизация работы скважин, у которых УЭЦН работает на номинальной производительности, но с высоким динамическим уровнем представляет собой процесс подбора скважин, оборудованных УЭЦН на увеличение частоты для получения дополнительной добычи нефти. При оптимизации в равной степени учитываются потенциальные возможности скважины и УЭЦН, условия эксплуатации, возможности нефтесбора, запасы по мощности наземного электрооборудования (НЭО) и кабельных линий.
Основные принципы подбора скважин-кандидатов, оборудованных УЭЦН на увеличение частоты
1) Дебит скважины
Необходимо убедиться в корректности замера дебита:
- произвести ревизию АГЗУ.
- учитывая особенности обвязки скважин убедиться в отсутствии перетоков по замерному и нефтесборному коллекторам.
После определения корректности замера необходимо определить соответствие дебита характеристике ЭЦН с учетом текущей частоты и обводненности.
Дебит должен находиться в рабочей зоне ЭЦН, рекомендованной заводом-изготовителем погружного оборудования (в исключительных случаях для УЭЦН компрессионного исполнения – на левой границе и за ней).
При работе УЭЦН в крайней правой зоне (на 30% и выше от оптимальной зоны работы ЭЦН) увеличение частоты не производить, так как при этом рабочие колёса могут «всплыть», что приведёт к скачкообразному снижению напора, КПД и резкому повышению потребляемой мощности. При этом происходит интенсивный износ рабочих органов насоса.
2)Динамический уровень
Необходимо убедиться в корректности динамического уровня:
- убедиться в том, что уравнительный обратный клапан не пропускает.
- провести длительный отжим на пену (не менее 6 часов), для определения истинного динамического уровня.
После определения истинного динамического уровня необходимо определить погружение насоса под динамический уровень, как разницу глубины спуска с учётом длинны установки и истинного динамического уровня.
3) Обводнённость и количество взвешенных частиц (КВЧ)
Необходимо определиться в корректности обводненности добываемой продукции.
Вынос КВЧ для УЭЦН обычного исполнения не должен превышать 100 мг/л, а для износостойкого исполнения 500 мг/л. При этом необходимо иметь не менее 3-х проб на КВЧ и Н20 (в течение 2-х последних месяцев).
По согласованию с отделом по работе с механизированным фондом (ОРМФ) допускается увеличение частоты на скважинах с содержанием КВЧ до 300мг/л - для насосов обычного исполнения и до 750мг/л – для насосов в износостойком исполнении.
В среднем при включении скважины в ГТМ частоту по скважине увеличивают на 5-10 Гц. При этом мы получаем определенный прирост по нефти в зависимости от дебита и обводненности скважины.
В случае, если расчетный прирост от увеличения частоты менее 3т/сут и на скважине не установлен ЧРП, геолого-техническая служба ЦДНГ совместно с сектором по работе с механизированным фондом (СРМФ) региона принимает решение о целесообразности разгона частоты на данной скважине и вправе исключить данную скважину из числа кандидатов на увеличение частоты.
Если при увеличении частоты прирост по дебиту отсутствует, геолого-техническая служба ЦДНГ совместно с СРМФ принимает решение о снижении частоты до начальной, при обязательном условии отсутствия снижения дебита при снижении частоты.
Ограничения, которые необходимо учитывать при выборе скважин-кандидатов на увеличение частоты
1) Необходимо рассмотреть причины отказов и наработки предыдущих установок (солеотложения, прекращение вращения вала (клин), нет подачи, остановка погружного оборудования по снижению сопротивления изоляции системы «кабель-ПЭД» до 0,2 кОм и ниже (R – 0) и др.), если скважина из ЧРФ, причем все отказы произошли по объективным (техническим)причинам (механические примеси, солеотложения, высокая температура пласта и др.), то увеличение частоты на данных скважинах не производить.