Анализ эффективности внедрения УЭЦН на месторождениях НГДУ «Катанглинефтегаз»

Содержание Аннотация Введение

1. Назначение УЭЦН

2. Основные цели, поставленные в НГДУ «Катанглинефтегаз»

3. Действующий фонд скважин, эксплуатируемых УЭЦН

4. Добыча жидкости и нефти установками электроцентробежных насосов

5. Причины отказов УЭЦН на месторождениях Монги, Мирзоева, Каурунани, Восточные и Нижние Даги в 2007 году по НГДУ «Катанглинефтегаз»

6. Технологические показатели добычи нефти: наработка на отказ, межремонтный период работы скважин

7. Основные осложнения эксплуатации УЭЦН, возникающие на месторождениях НГДУ «Катанглинефтегаз»

8. Предложения по увеличению производственных показателей добычи нефти

8.1 Борьба с выносом механических примесей при помощи смолы «Геотерм»

8.2 Борьба с заклиниванием УЭЦН в результате засорения секций насоса механическими примесями

8.3 Для контроля параметров скважины необходимо на скважинах УЭЦН установить систему мониторинга «Феникс» разработанная SCHLUMBERGER

9. Расчет экономической эффективности Заключение Список литературы

Аннотация В данной работе описываются анализ работы скважин, эксплуатируемых УЭЦН на месторождениях Монги, Мирзоева, Каурунани, Нижние и Восточные Даги проблемы, возникающие во время работы скважин, предлагаемые пути их решения.

В основной части проекта приводится анализ эксплуатации скважин УЭЦН, основные параметры работы скважин. Так же говорится о различных проблемах, возникающих при эксплуатации УЭЦН, причины, влекущие за собой проблемы и их решения в других нефтегазодобывающих компаниях, за счет применения новых технологий. Приведен расчет экономической эффективности применения УЭЦН.

Заключительная часть содержит выводы о проделанной работе.

Введение

Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов (УЭЦН) является в настоящее время основным способом добычи нефти в России. За последние двадцать лет доля нефти, извлеченной на поверхность погружными центробежными насосами (ЭЦН), возросла с одной до двух третей от общей добычи нефти в стране. Эта тенденция, по всей видимости, сохранится и в будущем.

Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов (УЭЦН) является в настоящее время основным способом добычи нефти из дебитных скважин месторождений НГДУ «Катанглинефтегаз». За последние годы доля нефти, извлеченной на поверхность погружными центробежными насосами (ЭЦН), возросла до 32,5 процентов от общей добычи нефти в НГДУ «Катанглинефтегаз». Также выполняется программа перевода скважин, эксплуатируемых газлифтом на УЭЦН. Эта тенденция, по всей видимости, сохранится и в будущем.

Однако на многих месторождениях работа серийных установок ЭЦН сталкивается с большими трудностями. Вредное влияние свободного газа, обильный вынос мех. примесей, фонтанирование по затрубному пространству, тяжелый вывод на режим после глушения при подземных ремонтах, падение коэффициентов продуктивности скважин из-за глушения и низких забойных давлений — вот далеко не полный перечень осложняющих факторов при добыче нефти установками ЭЦН.

Режимы разработки нефтяных месторождений практически никогда не бывают стационарными. В НГДУ «Катанглинефтегаз» стоит большая проблема по определению динамических уровней, забойных давлений, коэффициента продуктивности пласта на скважинах эксплуатируемых УЭЦН, что главным образом влияет на подбор ЭЦН таким образом, чтобы он эффективно работал в скважине весь свой период эксплуатации от запуска до отказа.

В связи с этим, повышение эффективности добычи нефти погружными центробежными насосами в осложненных условиях является для НГДУ «Катанглинефтегаз» особо актуальной задачей. Одним из перспективных направлений ее решения является проведение анализа работы фонда скважин УЭЦН, выявление причин, возникающих осложнений и пути их решения.

1. Назначение УЭЦН Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, и механические примеси. В зависимости от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное и повышенной корозионно-износостойкости. При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей превышает допустимую 0,1 граммлитр происходит засорение насосов, интенсивный износ рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация, попадание воды в ПЭД по торцевым уплотнениям, происходит перегрев двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН.

2. Основные цели, поставленные в НГДУ «Катанглинефтегаз»

В последнее время наметилась устойчивая негативная тенденция к ухудшению условий эксплуатации скважин на месторождениях НГДУ «Катанглинефтегаз» вследствие вступления залежей с благоприятными геолого-промысловыми параметрами в позднюю стадию разработки и увеличения относительной доли добычи нефти из месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Погружное насосное оборудование для эксплуатации скважин зачастую просто не может нормально работать в этих условиях, быстро выходит из строя.

Для надежной работы насоса требуется его правильный подбор к данной скважине. При работе скважины постоянно меняются параметры пласта, призабойной зоны пласта, свойства отбираемой жидкости: содержание воды, количество попутного газа, количество механических примесей, и как следствие, отсюда идет не доотбор жидкости или работа насоса вхолостую, что сокращает межремонтный период работы насоса.

На данный момент в НГДУ «Катанглинефтегаз» делается упор на увеличение отборов пластовой жидкости, перевод газлифтных скважин на УЭЦН и применять более надежное оборудование, для увеличения межремонтного периода, и как следствие из этого снижение затрат на подъем жидкости.

3. Действующий фонд скважин, эксплуатируемых УЭЦН На 01.01.2008 года в НГДУ «Катанглинефтегаз» при действующем фонде — 450 скважин, на месторождения Монги, Мирзоева, Каурунани, Н. Даги, В. Даги приходится 51 скважина, оборудованные УЭЦН, что составляет 11,3% от всего фонда скважин НГДУ «КНГ». (Диаграмма № 1, 2, 3). Общий действующий фонд скважин, приходящийся на месторождения Монги, Мирзоева, Каурунани, Восточные и Нижние Даги (далее ЦДНиГ — 2) составляет 107 скважин. На диаграмме № 4 представлено процентное соотношение скважин, эксплуатируемых УЭЦН к общему фонду скважин по ЦДНиГ — 2.

Диаграмма № 1. Действующий фонд скважин.

Диаграмма № 2. Соотношение УЭЦН по производителям на 01.01.08 г.

Диаграмма № 3. Доля скважин УЭЦН от всего фонда скважин.

Диаграмма № 4. Доля скважин УЭЦН от всего фонда скважин ЦДНиГ-2.

4. Добыча жидкости и нефти установками электроцентробежных насосов Общая добыча жидкости и нефти по НГДУ «Катанглинефтегаз» за 2007 год составила 4 405 375 тонн и 671 720 тонн соответственно, а по скважинам УЭЦН месторождений ЦДНиГ-2 за 2007 год добыто жидкости 1 599 272 тонн (36,3% от всей добычи) и 226 047 тонн нефти (33,6% от всей добычи). (Диаграмма № 5, 6). Как видно из вышеизложенного на добычу скважин УЭЦН приходится треть всей добычи НГДУ «Катанглинефтегаз». (Диаграмма № 7).

Диаграмма № 5. Добыча жидкости в целом и скважинами УЭЦН.

Диаграмма № 6. Добыча нефти по НГДУ в целом и скважинами УЭЦН.

Диаграмма № 7. Соотношение добычи нефти скв. УЭЦН c остальными способами эксплуатации в НГДУ «КНГ»

За 2007 год в НГДУ «Катанглинефтегаз» по способам добычи нефти было извлечено из недр земли следующее количество нефти:

Таблица 4.1

Соотношение объемов добычи нефти в разрезе способов эксплуатации скважин представлено на диаграммах № 8, 9.

Диаграмма № 8. Соотношение добычи нефти скв. УЭЦН c остальными способами эксплуатации в НГДУ «КНГ».

Диаграмма № 9. Соотношение процента добычи нефти по способам эксплуатации в НГДУ «КНГ»

Как видно из диаграмм основными способами добычи нефти по НГДУ «Катанглинефтегаз» являются установки ЭЦН, газлифтные подъемники и штанговые глубинные насосы (м. Катангли). На ближайшее время стоит задача перед специалистами НГДУ «КНГ» по переводу всех газлифтных скважин на УЭЦН, при достижении этой цели добыча нефти из скважин, эксплуатируемых УЭЦН будет достигать более 60% от всей добычи.

5. Причины отказов УЭЦН на месторождениях Монги, Мирзоева, Каурунани, Восточные и Нижние Даги в 2007 году по НГДУ «Катанглинефтегаз»

На скважинах, эксплуатируемых установками электроцентробежными насосами в течение 2007 года, произошло 87 отказов по различным причинам. Основными причинами отказов УЭЦН являются снижение сопротивления изоляции до «0», снижение подачи жидкости на устье скважины, заклинивание установок ЭЦН, на которые пришлось 74 отказа в сумме. Самым значительным техническим фактором, влияющим на работу установок ЭЦН и являющимися причинами выхода из строя можно назвать механические повреждения кабеля, засорение примесями, электрические причины. Отсюда следует, что забивание мехпримесями является важным фактором, влияющим на срок службы насоса, а борьба с ними должна привести к увеличению межремонтного периода установки. На месторождении Монги пластовая жидкость содержит механические примеси от 50 до 1204 мг/литр и более, что влияет на увеличение отказов работы УЭЦН. На месторождении Мирзоева механические примеси составляют от 98 до 520 мг/литр.

Причины отказов УЭЦН за 2007 год для более наглядного представления изображены на диаграмме № 10.

Основные причины выхода из строя УЭЦН происходят по разным факторам, такие как: содержание механических примесей, отключение, посадки электроэнергии, человеческий фактор, нарушение экс. колонны, износ рабочих органов установок. Основные причины выхода из строя УЭЦН по влияющим на них факторов изображены на диаграммах 11, 12, 13.

Диаграмма № 10. Причины отказов УЭЦН в НГДУ «КНГ» за 2007 год Диаграмма № 11. Причины снижения сопротивления изоляции УЭЦН.

Диаграмма № 12. Причины снижения подачи УЭЦН.

Диаграмма № 13. Причины заклинивания УЭЦН.

Основной причиной заклинивания УЭЦН происходит вследствие забивания секций насоса песком, что влечет к увеличению нагрузки, вибрации, слому валов и износу рабочих органов секций насоса.

6. Технологические показатели добычи нефти: наработка на отказ, межремонтный период работы скважин Одновременное действие всех вышеперечисленных факторов, естественный износ оборудования УЭЦН сильно сказываются на технологических показателях добычи нефти и вызывают необходимость проведения дополнительных геолого-технических мероприятий для восстановления производительности скважин и увеличения МРП работы оборудования и наработки на отказ.

Так в 2007 году наработка на отказ по фонду скважин УЭЦН составила — 197 суток против 121 суток в 2004 году. Межремонтный период работы оборудования УЭЦН в 2007 году составил 301,5 суток против 197,5 суток в 2004 году. Увеличение наработки на отказ (+ 76 суток) и увеличение межремонтного периода работы скважин УЭЦН на + 104 суток. Рост основных технологических показателей в первую очередь характеризуется началом внедрения установок ЭЦН марки REDA, которые по отношению к АЛНАС являются более износостойкими к агрессивным средам, механическим примесям, термостойкие к пластовой температуре (м. Мирзоева). Для борьбы с вредным влиянием свободного газа на приеме насоса дополнительно устанавливаются газосепаратор, либо диспергатор газа AGH.

Диаграмма № 14. Изменение наработки на отказ по скважинам УЭЦН.

Диаграмма № 15. Изменение наработки на отказ с фондом скважин УЭЦН и в частности REDA

7. Основные осложнения эксплуатации УЭЦН, возникающие на месторождениях НГДУ «Катанглинефтегаз»

В сложных геолого-физических условиях основных объектов разработки месторождений эксплуатация УЭЦН происходит с различными трудностями. Основными видами осложнений являются:

· Нарушение кабельной линии.

· Наличие в продукции скважин большого количества механических примесей.

· Снижение продуктивности пород призабойной зоны пласта по результатам проведения на скважинах ремонтов с предварительным глушением.

· Невысокие показатели наработки на отказ и межремонтного периода работы УЭЦН.

· Подготовка ствола скважины к спуску оборудования УЭЦН.

· Отсутствие реальных данных по технологическим параметрам скважин.

· Нестабильность по обеспечению электроэнергией.

Одновременное действие всех перечисленных осложнений и естественный износ оборудования сильно сказываются на технологических показателях добычи нефти и вызывают необходимость в дополнительном проведении геолого-технических мероприятий для восстановления производительности скважин и увеличения МРП.

8. Предложения по увеличению производственных показателей добычи нефти

8.1 Борьба с выносом механических примесей при помощи смолы «Геотерм»

Решением проблемы по уменьшению выносу механических примесей с пласта, предлагаю произвести обработки призабойных зон скважин по креплению смолой «Геотерм». Данная смола применялась в НГДУ «Катанглинефтегаз» на 3-х скважинах и показала положительный эффект на 2-х скважинах как в снижение выноса мех. примесей (сокращение в 3 раза), увеличении МРП и снижение процента обводненности.

Таблица 8.1. Параметры до и после проведения обработки «Геотерм» в НГДУ «КНГ»

Разработанные в ООО НПФ «Геотерм» ремонтно-изоляционные композиции позволяют повысить эффективность работ по ограничению водои пескопроявлений за счет увеличения прочности и проницаемости образуемого коллектора с одновременным упрощением работ. Кроме того, предлагаемая методика позволяет снизить продолжительность ремонтных работ по извлечению противопесочного фильтра (ППФ), который, как правило, в процессе эксплуатации присыпает песком, а также значительно увеличить межремонтный период работы скважин. Данная разработка позволяет в конечном итоге увеличить эффективность разработки месторождений.

Так, к примеру, в ООО «РН — Пурнефтегаз» по ограничению выноса песка выполнены работы на 130 скважинах Барсуковского, Комсомольского и Верхне-Пурпейского месторождений. На 120 скважинах работы достигли запланированного эффекта. Дополнительно к запланированному эффекту (снижению выноса песка в ствол скважины) в процессе проведения работ на 36 скважинах снижена обводнённость пластового флюида, на 35 скважинах увеличен дебит нефти, на 12 скважинах работы проводились непосредственно после выхода их из бурения и образования песчаных пробок в процессе первичного освоения. Работы по ликвидации ЗКЦ выполнены на 20 скважинах, на 4 из них работы проводились повторно; На 23 скважинах были проведены работы по ликвидации негерметичности э/колонн, на 6 из них работы проводились повторно.

8.2 Борьба с заклиниванием УЭЦН в результате засорения секций насоса механическими примесями В связи с частыми выходами в простой скважин по причине заклинивания установок по причине обильного выноса песка одним из вариантов решения проблемы, считаю внедрить применение входных моделей ЖНШ.

Щелевой фильтр ЖНШ предназначен для предотвращения попадания в рабочие органы насосных секций механических примесей с поперечным сечением частиц до 0,2 мм.

Особенностями фильтров являются следующие параметры:

· Фильтрующие элементы не засоряются, обеспечивая высокий ресурс работы.

· Низкий перепад давления при высоких расходных характеристиках

· Возможность многократного использования.

Основной элемент фильтра ЖНШ — это щелевые решетки, изготовленные из V-образной проволоки и концентрических опорных прутков, присоединенных к ней. Непрерывные отверстия сформированы так, что имеют две точки контакта с частицами у щелевого отверстия, что приводит к частичному раскалыванию крупных частиц об острые кромки проката треугольного профиля, что минимизирует засорение. (Рисунок № 1). Щелевой фильтр устанавливается между гидрозащитой и нижней насосной секцией.

Внедрение данных фильтров в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» показало что вероятность безотказности при МРП более 200 суток увеличивается в 2 раза, что, несомненно, является положительной стороной.

Рисунок 8.1. Основной элемент фильтра ЖНШ

График 8.1. Влияние ЖНШ на вероятность безотказности работы УЭЦН в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Внедрение фильтров ЖНШ увеличит межремонтный период работы оборудования УЭЦН, что сократит затраты на проведение ПРС и соответственно уменьшится частота закупки установок ЭЦН. Установка данных фильтров не вызывает проблем, а лишь небольшое увеличение монтажа УЭЦН.

8.3 Для контроля параметров скважины необходимо на скважинах УЭЦН установить систему мониторинга «Феникс» разработанная SCHLUMBERGER

Система мониторинга «Феникс» состоит:

1. Скважинный инструмент (Рисунок № 2).

2. Наземная электронная панель или электронная плата (Рисунок № 3).

3. Дроссельная коробка или дроссельная плата (Рисунок № 4).

Рисунок 8.2

Система «Феникс» позволяет измерять следующие параметры:

· Давление на входе в насос.

· Давление на выкиде насоса.

· Температуру на входе в насос.

· Температуру масла в ПЭД / обмотки статора ПЭД.

· Расход жидкости на выкиде насоса.

· Вибрацию.

· Утечки тока через изоляцию.

· Токи калибровки (диагностика).

На данный момент существует три типа исполнения погружных датчиков, с различными определяющими данными, а именно:

Рисунок 8.3

Таблица 8.2

Наземная электронная панель выполняет следующие функции:

· Питание скважинного датчика.

· Декодирование сигнала от скважинного датчика.

· Индикация параметров на панели и запись параметров в память.

· Защиту УЭЦН командами ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ и ОТКЛЮЧЕНИЯ.

Дроссельная коробка выполняет функцию изолирования высоковольтной системы переменного тока питания ПЭД от низковольтной системы питания скважинного датчика.

Применение данной системы позволит более корректно определять параметры пласта (динамический уровень, пластовую температуру, забойное давление), характеристики работы оборудования УЭЦН и возможностью регулирования установок по отключению УЭЦН. Внедрение системы «Феникс» не требует больших затрат и времени монтажа.

9. Расчет экономической эффективности В связи с тем, что реальный экономический эффект от внедрения новых технологий можно просчитать только после ее применения на месторождениях НГДУ «Катанглинефтегаз», данный расчет является условным.

Расчет экономической эффективности применения входных модулей ЖНШ и погружных датчиков давления «Феникс» выполнены согласно применяемой методики расчетов эффективности капитальных и подземных ремонтов в НГДУ «Катанглинефтегаз». Стоимость оборудования УЭЦН не учитывается, так как внедрение данных технологий будет проводиться во время смены УЭЦН на скважинах вошедших в простой. Что касается расчета по внедрению погружных датчиков то увеличение МРП не бралось за основу, только небольшое увеличение дебита нефти на 0,3 тонны в сутки, поэтому сроки окупаемости и составили около 1 года и более.

Основным фактором, влияющим на эффективность внедрения фильтров ЖНШ является увеличение МРП, в случае успешного внедрения планировалось увеличение в 1,5 раза в сравнении, чем до ремонта, а также я увеличивал дебит по нефти на 0,5 тонн/сутки, что думаю, не сильно повлияло на прибыль. Что касается затрат, то в стоимость ПРС входит стоимость оборудования с НДС.

Расчет экономической эффективности по внедрению смолы «Геотерм» для крепления призабойных зон скважин я взял фактическую эффективность, которую рассчитали по фактическим данным, полученным после обработок скважин данной смолой в НГДУ «КНГ, срок эффективности составил 1,5 месяца, что удовлетворяет требованиям компании.

Заключение

нефть технологический скважина смола Анализ эксплуатации установок ЭЦН показывает, что более эффективнее использовать электронасосы с большей производительностью в особенности при эксплуатации обводненных скважин, где необходимо откачивать много пластовой жидкости на глубоких скважинах. В этих случаях погружные электронасосы вне конкуренции, так как компрессорная эксплуатация таких скважин требует большого количества рабочего агента для подъема жидкости и обходится дорого, а штанговые насосы не в состоянии обеспечить такой отбор жидкости, как в результате ограниченной производительности, так и вследствие нагрузок на штанги. К.П.Д. УЭЦН большей производительности значительно выше, чем к.п.д. насосов малой производительности, это характеризуется спецификой центробежного насоса.

В результате проведенной работы нельзя не заметить, что эффективность внедрения новых технологий является оптимальной и рентабельной.

Для внедрения предлагаемых технологий необходимо обеспечить стабильную подачу и обеспечение электроэнергией скважин, эксплуатируемых УЭЦН. В результате стабильного обеспечения электроэнергией скважин будет заметно снижен риск выхода из строя УЭЦН по причине снижения сопротивления изоляции до «0», заклинивания установок и снижения подачи жидкости на устье.

1. Н. М. Байков, Г. Н. Позднышев, Р. И. Мансуров. Сбор и подготовка нефти, газа и воды, Москва «Недра», 254 стр.

2. А. А. Богданов. Погружные центробежные электронасосы. Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, Москва, 1957 г., 189 стр.

3. Дроздов А. Н. Обобщение характеристик жидкостно-газовых эжекторов. — Экспресс-информация, сер. Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений. — М.: ВНИИОЭНГ, 1991, № 9, с. 18 — 22.

4. Н. Н. Репин, В. В. Девликамов, О. М. Юсупов и др. Технология механизированной добычи нефти. «Недра», 1976, 175 стр.

5. Данные полученные в КНТЦ ОАО НК «Роснефть», ООО «УфаНИПИнефть», ООО «Шлюмберже — Восток».