диплом. диплом томск. Министерство образования и науки российской федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования национальный исследовательский томский политехнический университет
 Скачать 1.08 Mb.
|
|
Одним из наиболее эффективных методов снижения себестоимости добываемой нефти является уменьшение потерь добычи от простоя скважин и затрат на текущий ремонт за счет увеличения наработки на отказ глубиннонасосного оборудования. Наработка на отказ не только характеризует технический уровень оснащенности скважин, но и отражает эксплуатационные показатели работы оборудования. Согласно международному стандарту наработка на отказ отражает полную продолжительность наработки объекта с момента его первого ввода в работоспособное состояние до отказа или с момента его восстановления до следующего отказа (отказом считается утрата 30 объектом способности выполнять требуемую функцию). Для глубиннонасосного оборудования отказом считается любая неисправность, вызвавшая замену скважинного оборудования или его части на работоспособный комплект. На рисунке 3.11 показана динамика наработки на отказ УЭЦН на месторождение за 2012 год. В среднем за 2012 год наработка на отказ составляет 224 суток [1]. Рисунок 3.11 – Наработка на отказ УЭЦН за 2012 год Для того чтобы наработка на отказ повышалась необходимо: а) На первом этапе выбирать глубинно-насосное оборудование c наибольшим числом однотипных причин отказов. б) Разрабатывать мероприятия, направленные на снижение числа отказов по данной причине. в) Расширить статистическую информационную базу, характеризующую текущее состояние эксплуатационного фонда глубиннонасосного оборудования и скважин, причины отказов, проводимые мероприятия. г) Повышать квалификацию обслуживающего персонала. 0 50 100 150 200 250 198 205 221 237 226 233 230 235 225 237 231 217 22 21 17 21 29 15 24 18 20 16 15 18 Наработка на отказ Количество отказов 31 Практика показывает, что для определения эффективности разрабатываемых мероприятий должно быть исследовано более 50 % отказов УЭЦН. 32 4. ПРИЧИНЫ ОТКАЗОВ УЭЦН НА МЕСТОРОЖДЕНИИ С нефтяное месторождение вступило в позднюю, завершающую стадию разработки, характеризующуюся высокой обводненностью скважин, образованием в скважинах и глубинно-насосном оборудовании различных отложений. В процессе эксплуатации месторождений фонд скважин стареет, дебит их уменьшается, число ремонтов возрастает. Старение скважин и ухудшение геолого-технологических условий их эксплуатации приводит к потерям в добыче нефти, обусловленными простоями скважин в ожидании ремонта и в период его проведения. 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. Расследованию и определению причин отказов подвергаются УЭЦН, не отработавшие гарантийный срок -180 суток. При этом принята следующая классификация ремонтов скважин: Затянувшийся ремонт - УЭЦН не запускалась в работу после монтажа. Повторный ремонт - УЭЦН не отработала 2 суток после первого запуска. Преждевременный ремонт - УЭЦН не отработала от 2 до 30 суток. Преждевременный ремонт - УЭЦН не отработала от 30 до 180 суток. Оборудование УЭЦН, провисевшее в скважине после отказа более трех месяцев, комиссией не рассматриваются. Причины отказов установок, отработавших более 180 суток, расследуются технической службой ООО ЭПУ «Сервис», (таблица 4.1), при 33 необходимости определяется наработка отдельных узлов или деталей, проводятся необходимые исследовательские мероприятия [1]. Таблица 4.1 – Причины отказов УЭЦН на С месторождении за 2012 год Причины выхода из строя Количество, % Вина 1. Механические примеси 28 ООО «Томскнефть» 2. Бесконтрольная эксплуатация 11 ООО «Томскнефть» 3. Организационная причина 8 ООО «ЭПУ» 4. Повышенная кривизна 15 ООО «Томскнефть» 5. Мех. повреждение кабеля 8 ООО «ПРС» 6. Некачественный вывод на режим 3 ООО «Томскнефть» 7. Брак ремонта гидрозащиты 5 ООО «ЭПУ» 8. Не герметичность НКТ 10 ООО «Томскнефть» 9. Брак ремонта ЭЦН 2 ООО «ЭПУ» 10. Брак СПО 3 ООО «ПРС» 11. Солеотложения 5 ООО «Томскнефть» 12. Брак ремонта ПЭД 2 ООО «ЭПУ» Во всех случаях определяется техническое состояние УЭЦН поступившей со скважины, заполняется ремонтный журнал и эксплуатационный паспорт поднятой установки. В случае выхода из строя узла УЭЦН, его техническое состояние обязательно нужно соотнести с режимом эксплуатации и прочими скважинными условиями. Нет нужды особо останавливаться на том, что первопричину отказа УЭЦН зачастую можно определить ещё до спуска этой установки в скважину: исходя из качества ремонта и монтажа на предприятии, осуществляющем прокат ЭПУ, 34 соблюдения необходимых условий подбора УЭЦН, подготовки самой скважины к спуску. Проведя анализ по преждевременным отказам УЭЦН на месторождении, рассмотрим три основные причины выходы из строя установки ЭЦН (рисунок 4.1) Рисунок 4.1 – Причины преждевременных отказов УЭЦН на месторождении а) Самой частой причиной выхода из строя установки ЭЦН является засорение насосов частицами механических примесей (28%), в состав которых входят частицы пород продуктивного пласта, продукты коррозии скважинного оборудования, отложения неорганических солей и твердых углеводородов. В результате попадания в установку механических примесей, происходит частичный или полный износ рабочих колес насоса. Также механические примеси (песок, соль, грязь) оседают в насосных установках вследствие некачественного приготовления промывочной жидкости на растворном узле, если содержание механических примесей в солевом 35 растворе превышает ПДК. Предельно допустимая концентрация по последним нормативным документам не должно превышать 20 мг/л. Избыточное отложение механических примесей в насосной установке приводит к заклиниванию рабочих колес или к их износу. При запуске такого насоса увеличивается вероятность выхода из строя вала установки - его слом. На рисунке 4.2 показаны рабочие органы насосов, у которых проточная часть засорена песком и другими компонентами. Рисунок 4.2 - Засорение рабочих органов механическими примесями Наиболее эффективный метод борьбы с механическими примесями – установка специальных фильтров, а также установление песочных якорей на приеме насоса, что приводит к сепарации песка от жидкости. б) Повышенная кривизна скважин (15%). На рисунке 4.3 представлены рабочие органы ЭЦН с характерным односторонним износом, что свидетельствует о работе установки в кривом участке скважины. Следует отметить, что односторонний износ приводит к невозможности дальнейшего использования рабочих органов ЭЦН в качестве ремонтного фонда. 36 Рисунок 4.3 - Односторонний износ рабочих органов В этом случае целесообразно применять износостойкие насосы, двухопорной конструкции, а также не допускать по регламенту, чтобы насос работал в участке с повышенной кривизной. в) Бесконтрольная эксплуатация (11%). Операторы ЦДНГ не всегда успевают проконтролировать работу ЭЦН, вовремя не снимаются показатели манометров, не так часто берут пробы жидкости, не всегда проверяют состояние токовых нагрузок, при сломанных задвижках не отбивается уровень жидкости в скважинах. При проведенном анализе причин отказов УЭЦН можно сделать вывод, что основным виновником выхода из строя УЭЦН является ЦДНГ (рисунок 4.4). 37 Рисунок 4.4 - Причины отказов УЭЦН по вине предприятий Проведя анализ по преждевременному выходу из строя УЭЦН для увеличения межремонтного периода скважин, оборудованных ими, необходимо: а) Повысить требования к качеству ремонтов УЭЦН в условиях ЦБПО ООО «ЭПУ»: - исключить применение соединительных болтов и шпилек, не прошедших дефектоскопию; - производить проверку качества валов ЭЦН, ПЭД и гидрозащиты; - компоновать установки узлами с одинаковой наработкой; - не допускать нарушения целостности брони кабеля; - организовать надежную транспортировку установок на скважины. В свою очередь, наибольшая ответственность возлагается и на цеха ООО «», и на технологическую службу ЦДНГ. б) Подготовка скважины к ремонту и технологически грамотное проведение самого ремонта: - глушение скважины; - скреппирование эксплуатационной колонны; - соблюдение скорости при СПО; ООО "Томскнефть" 72% ООО "ПРС" 11% ЭПУС 17% 38 - крепления кабеля к НКТ. в) Правильный подбор установки: - газовые сепараторы; - установки специального износостойкого оборудования. г) Грамотный вывод на режим и контроль при эксплуатации: - перевод жидкости глушения удельного веса 1,08-1,18 г/см (при запуске) на удельный вес 1,03 или нефть; - установка регулируемых штуцеров; - ежемесячная ревизия наземного оборудования. д) Внедрение нового оборудования: -ЭЦН -НКТ -Фильтры Соблюдение всех этих параметров позволит увеличить межремонтный период скважин на Советском месторождении. 4.1 Мероприятия по увеличению МРП на месторождении Представители нефтяных компаний не раз заявляли о большом количестве отказов УЭЦН на скважинах, где проводился гидроразрыв пласта. В УЭЦН находят остатки проппанта - искусственного расклинивающего материала, поэтому качество услуг по ГРП ставилось под сомнение. В ряде случаев на одной и той же скважине УЭЦН выходила из строя по нескольку раз. Как показали лабораторные исследования, причиной отказов УЭЦН являлось попадание твердых частиц в результате выноса механических примесей из пласта. Среднее время наработки УЭЦН до первого отказа примерно от 1 до 9 суток после монтажа и спуска в скважину (установки жертвы). Спуск «насоса жертвы», как показывает практика – это потерянное 39 время, добыча, дополнительные затраты на постановку бригад ТКРС для ремонта данной скважины и не гарантируемого положительно эффекта после ремонта и вывода скважины на режим. С целью увеличения МРП на скважинах после ГРП и сокращения затрат на ремонт скважин бригадами ТКРС и оборудования в ООО «», ЦДНГ ОАО «» ВНК постоянно внедряет в производство новые технологии по защите оборудования работающего в скважинах от выноса механических примесей из пласта. Стоит коротко остановиться на технологии ремонта ТКРС с данным оборудованием, непосредственно об используемом оборудовании и модификациях разных производителей (пакера-фильтра ФС и ЗАО «»). а) Пакер механический типа 3ПОМ-Ф, (пакер фиксирующийся), (рисунок 4.5), предназначен для герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны и используется: - для установки скважинного фильтра при эксплуатации глубинных насосов. - для проверки герметичности обсадной колонны. - для изоляции эксплуатационной колонны труб от воздействия рабочей среды в процессе эксплуатации скважины. - для проведения технологических операций, осуществление которых требует создания избыточного давления над пакером. Рисунок 4.5 – Пакер механический типа 3ПОМ-Ф Техническая характеристика: - Максимальный перепад давления ……………………….70Мпа 40 - Диаметр проходного отверстия ………………………….51мм - Осевое усилие для посадки пакера……………………….8-12тс - Присоединительная резьба по ГОСТ633-80……………...73мм - Максимальная температура рабочей среды………………100С б) Фильтр скважинный Скважинный фильтр типа ФС, (рисунок 4.6), предназначен для предотвращения выноса песка и других механических примесей в процессе эксплуатации скважин с неустойчивыми коллекторами. Необходимость внешней гравийной отсыпки определяется гранулометрическим составом песка пласта-коллектора, условиями эксплуатации, конструкцией забоя скважины. Рисунок 4.6 - Фильтр скважинный ФС Фильтры состоят из следующих основных элементов: перфорированной трубы-каркаса - 1, фильтрующего элемента - 2, муфты - 3, и колец - 4. Фильтрующий элемент изготовлен из нержавеющей проволоки треугольного сечения путем намотки на опорные ребра. Применение контактной сварки обеспечивает прочное надежное соединение проволоки с ребрами, а также неизменную величину межвиткового зазора в процессе эксплуатации фильтра. Фильтрующий элемент зафиксирован на трубе-каркасе кольцами [7]. Скважинные фильтры являются надежным средством против выноса песка, изготавливаются с условным диаметром трубы 73-168 мм, длиной до 10 м, величиной щели от 0,1мм до 1,0 мм между витками фильтрующего элемента. 41 Технология ремонта скважины и используемое оборудование практически не отличаются, но есть различия в подборе пакера для отсекания эксплуатационной колонны и способах посадки и извлечения. Фильтры ФС отличаются по модификации, количеству секций и расстоянию между фильтрующими элементами. После проведения ГРП на скважине, бригада ТКРС выполняет целый комплекс работ по очистке и подготовке ствола скважины, ПЗП, интервала перфорации для использования данного оборудования. Производят отбивку забоя геофизической партией ООО «» или ООО «», при необходимости производит спуск оборудования для очистки забоя, а в случае затруднения проходки в виду появления «корки» проппанта производится спуск забойного двигателя Д-105. В случае поглощения пластом промывочной жидкости и возможного прихвата инструмента в скважине используется УГИВ или песчаный насос. 4.2 Принцип работы и технология спуска ФС в скважину Фильтр крепится на пакер. Пакер предотвращает прохождение не фильтрованной жидкости между корпусом фильтра и эксплуатационной колонной. Благодаря свободному поперечно-осевому креплению уплотнительной манжете на пакере, герметизация возможна при любом отклонении фильтра в эксплуатационной колонне, (рисунок 4.7). 42 Рисунок 4.7 - Схема установки скважинного фильтра Фильтр работает следующим образом. Пластовая жидкость проходя через отверстия в корпусе секции фильтра, фильтруется сеткой и проходя через отверстия в верхнем патрубке пакера поступают на прием насоса. ФС спускается в скважину вместе с пакером в транспортном положении до заданной глубины. Привязка пакера осуществляется таким образом, чтобы фильтр находился в зоне перфорации, а пакер был над ней. Скорость спуска не 43 должна превышать 0,25 м/с. При достижении заданной глубины пакерования, производится подъем НКТ не менее чем на 0,8 метра. Затем на пакер прикладывается осевая нагрузка 8-12 тс вниз от веса НКТ, которая через муфту передается на манжеты пакера. Они деформируют и уплотняют межтрубное пространство скважины. Таким образом, после снятия осевой нагрузки вниз (при отсоединении колонны НКТ) пакер остается в рабочем положении. Поднимается колонна НКТ и в скважину спускается насос [8]. Для технологии ЗАО «» характерно следующее: используется гидростатический одноколонный пакер с двойным захватом (модели «FHH»). Пакер модели «FHH» и разьединитель колоны фильтр работает следующим образом. Пластовая жидкость проходя через отверстия в корпусе секции фильтра, фильтруется сеткой и проходя через отверстия в верхнем патрубке пакера поступают на прием насоса. 4.3 Сравнительный анализ МРП Для сравнительного анализа эффективности установки пакера - фильтра ФС и установки пакера-фильтра по технологии ЗАО «» после ГРП на С месторождении были проведены исследования на ряде скважин, (рисунок 4.8,4.9). До проведения ГРП эти скважины находились в часто ремонтируемом фонде (ЧРФ), в среднем за год на них выполнялось более 6 ремонтов ТКРС различной сложности с обработкой ПЗП и очисткой забоя скважины до текущего. Вынос механических частиц с забоя скважины не уменьшался, а дебит соответственно начал снижаться. После проведения ГРП на данных скважинах МРП с применением фильтра-пакера ФС в среднем увеличилось в 4 раза и только на одной остался на прежнем уровне. 44 Рисунок 4.8 – Наработка скважин на отказ по технологии ЗАО «» Рисунок 4.9 – Наработка скважин на отказ с применением фильтра ФС Из всего выше сказанного был сделан вывод: - Данные фильтры работают эффективнее в условиях выноса пропанта (увеличивается МРП) - Нецелесообразно использовать их при выносе породы пласта (песок, и т.д.) 45 Фильтры спускаемые по технологии ЗАО «» увеличивают МРП на скважинах, но должного эффекта не получено по причине увеличенного расстояния между проволочками фильтрующего элемента. 4.4 Пример расчетов при подборе УЭЦН к скважине 4.4.1 Теоретическая часть а) Выбор насосно-компрессорных труб Диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ) определяется их пропускной способностью и возможностью совместного размещения в скважине труб с муфтами, насоса и кабеля. Выбирается диаметр НКТ по дебиту скважины, исходя из условия, что средняя скорость потока в трубах должна быть в пределах Vср = 1,2 ÷ 1,6 м/с, причем меньшее значение берется для малых дебитов. Исходя из этого определяют площадь внутреннего канала НКТ, м 2 , ср вн V Q F 86400 , (4.1) и внутренний диаметр, см, 785 0 10 4 , F d вн вн , (4.2) где Q - дебит скважины, м 3 /сут; Vср - выбранная величина средней скорости. Исходя из ближайшего внутреннего диаметра выбирается стандартный диаметр НКТ. Если разница получается существенной, то корректируется Vср. вн ср F Q V 86400 , (4.2') где Fвн - площадь внутреннего канала выбранных стандартных НКТ. 46 б) Определение необходимого напора ЭЦН Необходимый напор определяется из уравнения условной характеристики скважины: с г тр ст с h h h h h H , (4.3) где hст - статический уровень жидкости в скважине, м; Δh - депрессия, м; hтр - потери напора на трение в трубах; hг - разность геодезических отметок сепаратора и устья скважины; hc - потери напора в сепараторе. Депрессия определяется при показателе степени уравнения притока, равном единице: g К Q h ж 6 10 , (4.4) где К - коэффициент продуктивности скважины, м 3 /сут·МПа; ρж - плотность жидкости, кг/м 3 ; g = 9,81 м/с 2 Потери напора на трение в трубах, м, определяются по формуле g |