Разработка методов борьбы с осложнениями при эксплуатации добывающих скважин в Западной Сибири: На примере ОАО "Черногорнефть" тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.06, кандидат технических наук Исангулов, Альберт Кашфилевич

• Исангулов, Альберт Кашфилевич
• кандидат технических наук
• 1999

Оглавление диссертации кандидат технических наук Исангулов, Альберт Кашфилевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. Современное состояние эксплуатации скважин в ОАО "Черногорнефть"

2. Мероприятия по снижению частоты самопроизвольных расчленений погружного оборудования УЭЦН.

2.1. Анализ состояния эксплуатации скважин электропогружными установками.

2.2. Характеристика отказов при эксплуатации скважин УЭЦН.

2.3. Обработка промысловых данных о работе установок центробежных электроприводных насосов в ОАО "Черногорнефть"

2.4. Анализ аварий и часторемонтируемого фонда.

2.5. Система мероприятий по снижению частоты полетов.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методов борьбы с осложнениями при эксплуатации добывающих скважин в Западной Сибири: На примере ОАО "Черногорнефть"»

В настоящее время в Западной Сибири добывается две трети нефти России и в ближайшие десятилетия этот регион будет оставаться основной сырьевой базой углеводородов. Поэтому исследования, направленные на повышение надежности и эффективности работы погружного оборудования, совершенстование методов борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин, способствующие увеличению межремонтного периода работы скважин и снижению себестоимости добычи нефти, выполненные на базе промыслового материала разработки месторождений Западной Сибири, являются актуальными.

Каждое нефтяное месторождение индивидуально. Всегда находятся условия, выделяющие его среди соседних месторождений. Эти специфические условия учитываются при разработке месторождения. Ими определяются и осложнения при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин. Причинами различных осложнений при эксплуатации добывающих скважин могут быть:

- свойства и состав пластовых флюидов;

- свойства продуктивного пласта;

- термобарическая характеристика залежей;

- продуктивность скважины;

- характеристика режима ее работы;

- способ эксплуатации;

- характеристика применяемого оборудования.

Тем не менее в различных нефтяных регионах имеются осложнения, общие для всего региона, встречающиеся практически на всех месторождениях. Частота и интенсивность этих осложнений на конкретных месторождениях не одинакова и зависит от вышеперечисленных факторов.

Акционерное общество "Черногорнефть" разрабатывает месторождения с различными свойствами коллекторов и пластовых жидкостей, при различных пластовых давлениях и температурах, с широким диапазоном газовых факторов. Используются все широко распространенные в Западной Сибири способы эксплуатации скважин, применяется широкая гамма отечественного и импортного оборудования, дебиты скважин по жидкости находятся в пределах от единиц до 700 м3/сут, а обводненность от 0 до 99%. Таким образом, условия эксплуатации скважин на месторождениях ОАО "Черногорнефть" по, диапазону вариации охватывают условия эксплуатации почти всех месторождений Западной Сибири. Поэтому и осложнения при их эксплуатации характерны для других месторождений региона. Выявление и анализ причин этих осложнений, разработка методов борьбы с ними одинаково актуальны и пригодны для различных месторождений Западной Сибири.

В диссертации невозможно было подробно рассмотреть все виды осложнений из-за их многообразия. Она посвящена в основном практическим аспектам борьбы с осложнениями, с которыми приходилось сталкиваться автору более часто в различные периоды его производственной деятельности.

Первая глава посвящена анализу современного состояния эксплуатации скважин в ОАО "Черногорнефть". Основное внимание уделяется фонду скважин, эксплуатирующемуся электроцентробежными насосами. Анализируются факторы, влияющие на надежность работы оборудования. Учет некоторых из них позволил к концу 1997 г. остановить тенденцию к снижению времени наработки на отказ, а в дальнейшем увеличить этот показатель. Главной причиной отказов в работе УЭЦН является несоответствие применяемого оборудования условиям его эксплуатации. Это приводит, в частности к тяжелым авариям, связанным с полетами оборудования при расчленении отдельных узлов УЭЦН или при обрыве НТК непосредственно над погружной установкой. Выявлены причины более надежной работы зарубежного оборудования по сравнению с отечественным. Сформулированы требования по модернизации отечественного оборудования, приводятся результаты испытаний усовершенствованных конструкций.

Здесь же дается краткая характеристика малодебитного фонда, эксплуатируемого установками штанговых глубинных насосов. Одной из основных причин отказов при эксплуатации скважин УШГН является образование и отложение гидратов.

Сформулирована цель диссертационной работы: разработка методов борьбы с осложнениями при эксплуатации высокодебитного и низкодебит-ного фондов добывающих скважин в ОАО "Черногорнефть".

Задачами исследований являются:

1. Анализ состояния эксплуатации и характеристика отказов в работе установок электроцентробежных насосов Самотлорского УДНГ ОАО "Черногорнефть".

2. Выявление и анализ причин, приводящих к самопроизвольному расчленению погружного оборудования УЭЦН.

3. Разработка организационно-технических мероприятий по повышению надежности работы оборудования УЭЦН.

4. Изучение основных причин гидратообразования, осложняющих эксплуатацию добывающих скважин Северного УДНГ ОАО "Черногорнефть".

5. Выявление основных факторов, влияющих на процессы гадратооб-разования и выделение среди них управляемых.

6. Разработка оптимальных инженерных решений по предупреждению процессов образования и отложения гидратов.

Вторая глава диссертации посвящена решению первых трех задач, в третьей главе решаются остальные.

Автор глубоко признателен коллективу ОАО "Черногорнефть", в котором прошел путь от мастера до главного инженера, и благодаря помощи которого написана эта работа.

I. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

В ОАО "ЧЕРНОГОРНЕФТЬ"

Акционерным обществом "Черногорнефть" осуществляется разработка северной части Самотлорского месторождения, а также месторождений Тюменского, Гун-Еганского, Новомолодежного, Никольского, Лор-Еганского и Кысомского.

Добыча нефти по ОАО "Черногорнефть" за 1997 год составила 5,851 млн.т. при обводненности добываемой продукции 80,6%. В том числе по способам эксплуатации (рис. 1.1):

ЭЦН - 4,945 млн.т., что составляет 84,5% от общего объема добычи, ШГН - 0,597 млн.т., -"- 10,3%, фонтан - 0,25 млн.т., -"- 4,2%, струйный насос - 0,052 млн.т., -"- 1,0%.

Струйными насосами эксплуатируется куст горизонтальных скважин, пробуренных на низкопродуктивный пласт "Рябчик".

Эксплуатационный фонд составляет 2420 скважин, в том числе: оборудованные установками ЭЦН 1433 скважины;

ШГН 838 скважин; оборудованные установками струйных насосов 16; эксплуатирующиеся фонтанным способом 133 скважины. Необходимо отметить, что установками ЭЦН добывается 84,5% от общего объема добычи нефти ОАО "Черногорнефть", что говорит о том, какую роль в успешной деятельности акционерного общества играет организация работ по обеспечению надежной и эффективной эксплуатации скважин установками погружных электроцентробежных насосов.

Эксплуатационный фонд скважин, оборудованных УЭЦН на 1.01.98 г. составил 1433 скважины, действующий - 816 скважин, что составляет 59,2% и 68,7% соответственно от всего эксплуатационного и действующего фонда ОАО "Черногорнефть". Средний дебит по нефти - 18,6 т/сут. Средний дебит по жидкости - 105 т/сут. (123,9 м3/сут.). МРП работы скважин с УЭЦН на 1.01.98 г. составляет - 336,5 сут. Однако при обсуждении проблем надежности нефтепромыслового оборудования целесообразнее, как мы считаем, использовать показатель наработки на отказ. На 1.01.98 г. наработка на отказ по УЭЦН составила 199,1 сут.

Для правильного принятия решения по обеспечению надежной работы установок важно определить причины снижения наработки на отказ. Для систематизации причин, влияющих на наработку на отказ, построена так называемая диаграмма причин и результатов (диаграмма Нсикава) (рис. 1.2).

Множество факторов, влияющих на надежность работы оборудования объединены в следующие группы:

1. Среда, в которой работает оборудование.

2. Причины, возникающие при проведении ПКРС.

3. Качество оборудования.

Добыча нефти по способам за 1997 год

19Л

УЭЦН ШСНУ Фонтан Струйные насосы

4. Эксплуатация.

5. Подготовка оборудования.

6. Люди, занятые при проведении работ.

В результате анализа каждой из групп были разработаны и-реализованы организационно-технические мероприятия, позволившие остановить дальнейшее снижение наработки на отказ, а, следовательно, повысить надежность работы погружного оборудования (рис. 1.3).

Удалось, в основном, реализовать запланированные мероприятия, но на группе факторов "среда" и "оборудование", необходимо остановиться подробнее.

Для выявления наиболее характерных причин преждевременных отказов УЭЦН построена диаграмма Парето (рис.1.4). Анализируя эту диаграмму видно, что основными причинами отказов УЭЦН являются износ насосов из-за наличия мех. примесей, мех. повреждение электрического кабеля.

Значительным является количество полетов УЭЦН на забой скважины (рис. 1.5), хотя за 1997 год, при увеличении действующего фонда скважин, произошло снижение количества расчленений установок с падением на забой - с 176 в 1996 году до 153 в 1997 году, соответственно 25% и 18% к действующему фонду УЭЦН. При этом сэкономлено средств на выполнение сложных капитальных ремонтов на сумму 14236,4 млн.руб.

Причиной снижение числа расчленений погружного оборудования УЭЦН явился комплекс мероприятий, проведенных в ОАО "Черногорнефть" в 1997 году, описанный во второй главе.

Изучение условий эксплуатации, конструкции и характера износа насосов, используемых в АО "ЧН", позволило составить представление о причинах низкой наработки на отказ и большого количества полетов.

Анализ показал, что содержание механических примесей в добываемой продукции скважин с УЭЦН составляет от 20,0 до 4433 мг на литр, в том числе: от 100 до 500 мг на литр - 80% скважин, более 500 - 19% и лишь 1% скважин - менее 100 мг/л, что соответствует ТУ на УЭЦН обычного исполнения. При этом были исключены факторы, способствующие занесению механических примесей с поверхности в скважины. Кроме того 85% фонда скважин с УЭЦН не соответствуют ТУ по геометрии ствола скважины.

Следует отметить, что по сравнению с 1996 годом произошло снижение отказов по причине засорения мех. примесями с 38,6% до 21,6%, что связано с повышением качества очистки скважин при ремонтах. Однако износ насосов и засорение мех. примесями остается доминирующей причиной отказов установок. Этому способствует вынос механических примесей из призабойной зоны скважины, о чем свидетельствует анализ обработок скважин желонками (рис.1.6). В качестве примера: в скважине 29754/2051 (ЦДНГ-2) произошло заклинивание насоса 119 компании ОБ1 через 32 суток работы после отключения при повторном запуске. При подъеме установки было обнаружено, что 4 НКТ и насос забиты песком, интервал перфорации перекрыт на 22 метра при герметичной эксплуатационной колонне.

Наработка на отказ по УЭЦН в 1997-98 гг.

Наработка на отказ по УЭЦН, сут.

Рис.1.3

Аварии с УЭЦН

Данные анализа обработок 34 скважин показали, что средняя скорость накопления механических примесей в обсадной колонне составляет 5,1 метров в месяц.

Данные исследований в ОАО "Черногорнефть" СибНИИНП, Центри-лифт, а также анализ отобранных из насосов проб, проведенный Всероссийским научно-исследовательским институтом минерального сырья им.Федоровского, подтверждают, что из скважин с откачиваемой жидкостью выносится, в основном, кварцевый песок. Зерна кварца, как правило, монокристаллические без видимой трещиноватости, в подавляющем большинстве угловатые и оскольчатые, что свидетельствует о разрушении породы в призабойной зоне пласта. Твердость основной массы зерен, представленных кварцем, составляет 7 баллов по шкале Мооса, что указывает на повышенную абразивность этого материала. В соответствии с действующими ТУ на эксплуатацию УЭЦН твердость частиц в откачиваемой жидкости не более 5 баллов по шкале Мооса и максимальная массовая концентрация механических примесей не более 100 мг/л., что говорит о конструктивном несоответствии значительной части отечественных серийных установок среде, в которой они работают. Серийные отечественные насосы имеют одно-опорные рабочие ступени, вал насоса не защищен от потока перекачиваемой жидкости. Откачка жидкости с содержанием абразива приводит к достаточно быстрому износу деталей насоса: это, в свою очередь, приводит к увеличению амплитуды колебаний установок, возникновению резонансных явлений, что приводит к быстрому выходу из строя и расчленению установок. Анализ результатов ревизии узлов УЭЦН, подвергшихся расчленению и полетам, подтвердил, что основной причиной разрушений является вибрация под воздействием возмущающей силы, возникающей в центробежных насосах в результате износа радиальных опор рабочих органов в абразивной среде.

Из отечественного оборудования в ОАО "Черногорнефть" применяются УЭЦН Альметьевского и Лебедянского заводов обычного исполнения. Применяемые типоразмеры УЭЦН находятся в пределах от 40 до 500 м /сут., с напорами от 800 до 1700 м, при этом ЭЦН 50 и 80 составляют 46,1% и 28,2% от всего количества установок, т.е. более 74,3% скважин оборудованы низкопроизводительными установками. Причем установки производительностью 50 и 80 м3/сут. - оборудование ЛеМАЗ, а производительнол стью 125 м /сут. и выше - Алнас.

Средняя наработка на отказ по отечественным установкам составила 175,5 сут., что на 242,0 сут. ниже, чем по установкам "Центрилифт", наработка по которым составила 417,5 сут. с начала их внедрения (рис.1.7, 1.8). Отечественные и импортные насосы изготовлены:

Отечественное Рабочие колеса - серый чугун

Импортное Рабочие колеса - нирезист

Вал

- нержавеющая сталь

Вал

- "К-Монель к

Импортные насосы также имеют конструктивное отличие: применены двухопорные рабочие ступени, отсутствует узел пяты и осевая нагрузка от вала насоса принимается пятой гидрозащиты, находящейся в масле. У отечественных насосов, при выходе из строя узла пяты, ее шайба отрезает вал насоса, т.е. существует конструктивный недостаток, который необходимо устранить заводам-изготовителям.

С ноября 1996 года начато внедрение УЭЦН фирмы "ODI", полученных по кредиту американского "Эксимбанка", которые также хорошо зарекомендовали себя на месторождениях Нижневартовского района.

За счет внедрения насосов компании ODI выведен ряд скважин из категории часторемонтируемых и "полетных". С ноября 1996 года внедрено 166 установок, в работе 159. Добыча нефти этими насосами составила 802,4 тыс.т., экономия финансовых средств составила 4904 млн.руб. (рис. 1.9). Отказы установок связаны с заклиниванием из-за выноса песка, отложениями солей, а также подъема установки из-за обводнения добываемой жидкости. Насосы компании ODI имеют двухопорные ступени, защищенный вал из К-Монеля, промежуточные опоры, термостойкий удлинитель.

Для повышения надежности работы установок в тяжелых условиях в ОАО "Черногорнефть" совместно с заводами "Лемаз", "Алнас" была произведена модернизация и упрочнение отдельных узлов серийно выпускаемых насосов:

1. В целях предотвращения полетов установок на забой, были внедрены УЭЦН с измененной конструкцией соединения секций насоса типа "Корпус-фланец" по аналогу импортных насосов.

На 1.01.98 года из 50 запущенных установок в работе осталось 9. При этом по 11 скважинам произошли полеты. Причем полеты происходили по другим не модернизированным узлам установки за счет их интенсивного износа при откачке жидкости с большим содержанием механических примесей.

2. С декабря 1996 года - начали внедрять насосы JI-2 с фланцевыми соединениями типа "Центрилифт" и дополнительными промежуточными опорами. Для них были выбраны скважины с тяжелыми условиями, из числа часторемонтируемых скважин. На 1.01.98 г. спущено 167 установок, отказало 130, в работе находятся 49. Средняя наработка на отказ составила 90,1 сут., 29% отказов этих установок произошли по причине износа насоса из-за засорения механическими примесями и снижения дебита. Причем еще по 30% отказавших установок не определена конкретная причина отказа (не извлечены из скважины, не проведена ревизия). После выявления причин отказов по этим скважинам доля отказов по причине износа механическими примесями будет еще больше.

3. В ноябре 1997 года в периодически работавших скважинах ЦДНГ-1 были спущены 5 установок ЭЦН, производительностью 20 м3/сут., с рабочими органами из углепластика. Все скважины вышли на постоянный режим работы. К настоящему времени две из этих установок отказали. Ревизия

Работа насосов СЮ1

Рис Л .9 установки с наработкой 67 сут. показала, что за время эксплуатации произошло полное разрушение рабочих органов насоса, состоящих из углепластика, т.е. насосы такой конструкции не пригодны для эксплуатации в осложненных условиях ОАО "Черногорнефть".

4. В ноябре 1997 г. начато внедрение 80 насосов с ЛеМАЗ повышенной надежности в комплектации: рабочие органы насоса из нирезиста, вал нержавеющая сталь, промежуточные опоры, соединение фланец-корпус. Внедрено в работу 46 насосов. К настоящему времени получено 5 отказов, в том числе два случая расчленения: ПЭД и между секциями насоса, остальные находятся в работе.

5. Испытание насосов с рабочими аппаратами, изготовленных по технологии АОЗТ "Новомет" в обычном исполнении, на скважинах с большим выносом песка эффекта не дало, износ рабочих органов аналогичен серийно выпускаемым установкам.

Опыт эксплуатации УЭЦН с модернизацией отдельных узлов говорит о том, что необходим новый тип насоса, способный надежно работать в осложненных условиях нефтяных скважин ОАО "Черногорнефть", так как повысив надежность одного узла мы получаем отказ других, не модернизированных узлов (рис. 1.10).

В августе 1996 года на двух скважинах Самотлорского месторождения были внедрены насосы У2ЭЦН4-50-1300 в износостойком исполнении, в габарите 4", конструкции ОКБ БЫ. Средняя наработка на отказ по этим скважинам составляла не более 125 суток. На 1.01.98 г. данные насосы продолжали работать с содержанием механических примесей в продукции скважин 600-900 мг/л. По одной из установок произошел отказ (наработка 500 суток), причина будет определена по результатам подъема и ревизии установки. Вторая установка продолжает работать с текущей наработкой более 530 суток. В настоящее время еще 8 таких установок внедряются в скважинах Самотлорского месторождения. К сожалению, это лишь небольшая опытная партия насосов, которая не в состоянии изменить общую ситуацию. Отечественные заводы до сих пор не освоили выпуск УЭЦН в износостойком исполнении, широко разрекламированные на прошлогоднем совещании в Нижневартовске износостойкие насосы АЗПН "Алнас" (рабочие ступени -каленый чугун, промежуточные опоры, соединение корпус-фланец) так и не были поставлены заводом. В результате чего мы вынуждены обращаться в очередной раз за границу для закупки высоконадежного оборудования, способного длительное время работать в осложненных условиях и попадать в дальнейшую зависимость из-за необходимости закупки запасных частей для ремонта, хотя пример ОКБ БН, показывает, что в России возможно производство оборудования, приспособленного для работы в осложненных условиях.

Как отмечалось выше, 85% фонда скважин с УЭЦН не соответствует ТУ по геометрии ствола скважины. Из-за механических повреждений погружного кабеля происходит до 20% преждевременных отказов. Используя

Аварии сУЭЦН

1997 1996 1995 1994

ПоНКТ 21 13,7% 22 12,5% 33 20,1% 16 19,5%

По патрубку 15 9,8% 12 6,8% 8 4,9% 8 9,8%

По телу ловильной головки ЭЦН 2 1,3% 6 3,4% 1 0,6%

По фланцу ловильной головки ЭЦН 4 2,6% 24 13,6% 21 12,8% 11 13,4%

ТТ—г

По шейке верхней секции ЭЦН

По фланцу в.с. - н.с. ЭЦН

25

По телу нижней секции ЭЦН п—Г

По шейке нижней секции ЭЦН| 11

По фланцу н.с. - протектор дддду—*

По телу протектора Л

По резьбе протектора

По шейке протектора

22

По фланцу протектор - ПЭД

По резьбе нижней головки ПЭД

По фланцу ПЭД - компенсатор

По резьбе кожуха компенсатора

4,6% [ 6 | 3,4%

16,3% 32 | 18,2%

3,3%

7,2%

5,2%

14,4%

2,6%

2,6%

1,3%

1 | 0,6%

6 | 3,4%

8 4,5%

2,3%

1,7%

5,1%

2,8%

1,1%

1,7%

17 | 11,1%| 29 I 16,5% | 13 | 7,9%

1.2% | 1 | 1,2% [

42 | 25,6% | 14 [17,1 %

21 1 1,8% | 3 13,7% |

4 I 2,4% |1 [1,2%

3,0%

2,4%

8 4,9%

2,4%

1,8%

1,2%

0,0%

3,7%

3,7%

2,4%

2,4%

6,1%

Прочие;

Клин УЭЦН в э/к 1 0,6% 6 3.7% 3 3,7%

С планшайбы 1 0,7% 1 0,6% 2 1,2% 3 3,7%

Сорвалась с хомута при м/дм 1 0,6%

По телу газосепаратора 3 2,0% 1 0,6% 4 2,4% 3 3,7%

По фланцу газосепаратор-протектор 1 1.2%

Отворот кожуха в/с по резьбе 1 0,6%

Прочие 2 1,3 2 2 2,4%

Всего 153 176 164 82

Примечание: за 1997 г. учтены 6 полетов, произошедшие в 1996 г.

Рис.1,10 опыт СП "Ван-Еганнефть" для снижения мех. повреждений кабеля в искривленных, наклонно-направленных скважинах в настоящее время начато внедрение протекторов фирмы "Хайдрил". Применение их позволит практически полностью исключить проблему механического повреждения кабеля.

Важным фактором, влияющим на работу УЭЦН, является энергетическое состояние залежи. В целях регулирования процесса разработки на отдельных участках залежи произошло снижение пластового давления на 1015% относительно первоначального. В связи с чем произошло изменение по типоразмерам УЭЦН. Количество скважин с ЭЦН-50 эксплуатационного фонда увеличилось на 262 скважины и составило 820, что составляет 57,2% от всего фонда скважин с УЭЦН. Средняя глубина спуска увеличилась на 76 метров и достигла 1555 метров. Снижение пластового давления предъявляет, в связи с этим, повышенные требования к качеству глушения скважин, с целью сохранения первоначальной производительности и недопущения загрязнения призабойной зоны, а также выводу скважин на постоянный режим. Вывод скважин на режим при этом может увеличиться на 7 и более дней. Для устранения отрицательных факторов, происходящих в процессе снижения пластового давления внедрено глушение скважин дегазированной нефтью.

В 1997 году на месторождениях ОАО "Черногорнефть", с целью облегчения вывода на постоянный режим, в скважинах с низкими динамическими уровнями, внедрены установки ЭЦН с газосепараторами МНГСЛ и струйными насосами (технология "Тандем") в 57 скважинах.

Установки "Тандем" внедрялись в скважинах с тяжелыми условиями эксплуатации (трудно выводимые на режим, с низкими динамическими уровнями, где серийные установки не могут работать в постоянном режиме, часторемонтируемые, частоаварийные, скважины из бездействия). При работе скважин по технологии "Тандем" в 1997 году не было отказов по причине поломки газосепаратора или струйного насоса кроме одного случая износа обратного клапана. Струйный насос, применяемый совместно с ЭЦН, не имеет трущихся деталей, сопло выполнено из кристалла высокой твердости и практически не изнашивается. Поэтому струйные аппараты после ревизии пригодны для повторных спусков. Применение технологии позволило вывести скважины на постоянный режим работы с дебитами выше, чем если бы онц работали с серийными установками в периодическом режиме. В настоящее время в работе находится 41 скважина, оборудованная по технологии "Тандем".

В 1997 году для повышения надежности работы погружного оборудования стали широко применяться очистка забоя скважины желонками, скре-перование эксплуатационной колонны с последующей промывкой, очистка технологической жидкости, свабирование со снятием кривой восстановления давления. Введен цех по подготовке насосно-компрессорных труб, где производится качественная очистка, шаблонировка, проверка резьб и др. с выдачей сертификата качества, запущен сервисный центр и организован

21 ремонт УЭЦН компании Центрилифт. За второе полугодие 1997 года отремонтировано 53 насоса этой фирмы. Добыча нефти за 1997 г. по этим скважинам составила 105,5 тыс.тонн.

Учитывая высокую надежность импортного оборудования, и далее планируется широкое его использование. Если в начале 1998 года установками "Центрилифт" и "СЮР' было оборудовано 29% скважин с УЭЦН, то к концу 2000 года их будет более 40% (если отечественные производители не предложат аналогичное высоконадежное оборудование) (рис. 1.11).

Выше были рассмотрены современное состояние и проблемы эксплуатации в ОАО "Черногорнефть" высокодебитного и среднедебитного фонда скважин, добыча из которого осуществляется установками электроцентробежных насосов. Низкодебитный фонд в ОАО "Черногорнефть" эксплуатируется, в основном, штанговыми скважинными насосами.

Из 838 скважин, оборудованных установками ШГН, в действующем фонде числится около 40% . Почти треть из бездействующего фонда малоде-битных скважин простаивает из-за осложнений, связанных с гидратообразо-ванием. Проблема образования и отложения гидратов свойственна многим месторождениям Западной Сибири.

В своей производственной деятельности автору приходилось сталкиваться с различными проблемами, возникающими при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин. Но особенно много сил и времени на различных этапах своей работы пришлось потратить на ликвидацию обрывов узлов и полетов погружного оборудования при эксплуатации скважин УЭЦН и на проблему борьбы с гидратообразованием.

Как уже отмечалось выше, эти вопросы являются актуальными для большинства месторождений Западной Сибири. Им и посвящена диссертационная работа.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Исангулов, Альберт Кашфилевич

3.9. Выводы и предложения

1. Основные причины гидратообразования обуславливаются следующим:

- присутствием зоны вечной мерзлоты;

- расходным содержанием газа, воды и нефти, их физико-химическими свойствами и компонентным составом;

- термобарическими условиями в скважине.

2. Основными управляемыми факторами воздействия, уменьшающими вероятность гидратообразования являются:

- увеличение дебита скважины за счет геолого-технических (разукрупнение эксплуатационного объекта, увеличение коэффициента продуктивности, увеличение пластового давления в зоне отбора и пр.), технических (смена внутрискважинного оборудования, в частности типоразмера насоса) и технологических (изменение технологического режима) мероприятий;

- сокращение потерь тепла за счет технических (увеличение глубины спуска НКТ, уменьшение диаметра НКТ, применение установки "Тандем", установка регулятора давления и расхода, использование стабилизатора уровня жидкости, сепаратора и пр.) и технологических мероприятий (управление динамическим уровнем и пр);

- снижение буферного и затрубного давлений до минимально возможного;

- рациональный подбор внутрискважинного оборудования;

- подача в скважину ингибиторов гидратообразования;

- подвод тепла к наиболее гидратоопасных местам;

- снижение адгезии гидратов к стенке грубы.

3. Для промышленного внедрения предлагаемых технологий предупреждения гидратов рекомендуется разработать и изготовить следующее оборудование:

- устьевой регулятор давления в затрубном пространстве;

- скважинный съемный регулятор расхода или давления;

- стабилизатор уровня жидкости.

4. Провести промышленные испытания для внедрения предлагаемого ингибитора гидратообразования на основе водного раствора хлористого натрия с добавкой полиэлектролита.

5. Для прогнозирования мест и интенсивности образования гидратов необходимо:

- создать по каждому месторождению карту распространения зоны вечной мерзлоты;

- разработать программное обеспечение по определению термобарических характеристик добываемого флюида, учитывающее зоны вечной мерзлоты и среду, находящуюся в межтрубном пространстве;

- разработать программное обеспечение для определения условий гидратообразования при различной концентрации наиболее распространенных ингибиторов гидратообразований.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Условия эксплуатации скважин на месторождениях ОАО "Черногорнефть" по диапазону вариации охватывают условия эксплуатации на большинстве месторождений Западной Сибири, используются все широко распространенные в этом регионе способы эксплуатации. Поэтому встречающиеся здесь осложнения при эксплуатации скважин свойственны всему региону, а выявление и анализ причин этих осложнений, разработка методов борьбы с ними одинаково актуальны и пригодны для различных месторождений Западной Сибири.

2. Разработана методика исследования причин преждевременного отказа установок погружных центробежных насосов, включая расчленение погружного оборудования и его "полеты". Методика охватывает все факторы, влияющие на надежность работы УЭЦН и позволяет обеспечить сбор необходимой информациии.

3. Выявлены основные причины низкой надежности скважинного оборудования УЭЦН - большое содержание высокоабразивного песка в продукции скважин. Причиной разрушения узлов УЭЦН, подвергшихся расчленению и полетам, является вибрация под воздействием возмущающей силы, возникающей в центробежных насосах в результате износа радиальных опор рабочих органов в абразивной среде.

4. Для снижения преждевременных отказов и повышения надежности насосов в условиях ОАО "Черногорнефть" предлагается применение насосов, представляющих собой систему равнопрочных узлов, в том числе установку промежуточных подшипников и двухопорных рабочих ступеней, износостойких в абразивной среде с твердостью частиц до 7 баллов по Моосу.

5. Разработана программа термобарических расчетов, с помощью которой исследовано влияние на процессы гидратообразования наличия зоны вечной мерзлоты и ее мощности, среды в межтрубном пространстве, дебита жидкости, обводненности продукции, способа эксплуатации, длины и диаметра НКТ, конструкции скважины и пр.

6. Проведены стендовые исследования условий образования гидратов и их диссоциации. Установлен факт повышенной способности газов пластов Б-10 ичБ-11 Гун-Еганского и ЮВ-1 Тюменского месторождений к образованию гидратов при нормальных термодинамических условиях работы скважин.

7. По результатам термометрии в скважинах построены карты распространения и мощности зоны многолетнемерзлых пород, позволяющие прогнозировать толщину этой зоны для большинства скважин Тюменского, Гун-Еганского и Новомолодежного месторождений.

8. Предложены инженерные решения по предупреждению гидратообразования в скважинах:

104

- технологическими методами - за счет создания и регулирования в межтрубном пространстве в интервале интенсивного охлаждения добываемой продукции теплоизоляционного газового слоя в сочетании с подачей в межтрубное пространство метанолсодержащих реагентов;

- химическими методами - специально разработанным составом на основе водного раствора хлористого натрия с добавкой полиэлектролита;

- тепловыми методами - путем нагрева добываемой продукции с минимизацией потерь тепла в окружающую горную породу.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Исангулов, Альберт Кашфилевич, 1999 год

1. Богданов A.A. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. М., Недра, 1968.

2. Подбор центробежных электронасосов к нефтяным скважинам девонских месторождений Татарии, Башкирии и Ухты. Тематический научно-технический обзор. М., ВНИИОЭНГ, 1972.

3. Владимирова Э.В., Зайцева Л.Г., Шакиров Р.Ш., Методика расчета совместной работы пласта и погружного центробежного насоса на ЭЦВМ "Минск-32". Бугульма. Труды ТатНИПИнефть, вып. 19, 1971, с. 146-159.

4. Временная методика подбора ЭЦН для скважин нефтяных месторождений Башкирии. Уфа. Башнефть. 1969,40 с.

5. Временное методическое руководство по расчету режимов скважин, эксплуатируемых глубинными насосами (ЭЦН и ШГН). Уфа. БашНИПИ-нефть, 1976,114 с.

6. Инструкция по подбору погружных центробежных электронасосов к нефтяным скважинам на месторождениях БССР и УССР. Киев. УкрГИ-ПРОНИИнефть, 1976, 76 с.

7. Линев B.C. Методика подбора ЭЦН по параметрам скважин. Нефтяное хозяйство, 1971, № 7, 9-13 с.

8. Муравьев И.М., Мишенко И.Т. Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях. М., Недра, 1969, 248 с.

9. Универсальная методика подбора УЭЦН к нефтяным скважинам УМП ЭЦН-79. (Филиппов В.Н., Агеев Ш.Р., Гендельман Г.А., Гопан А.И., Горькова Г.Е.) М., ОКБ БН, 1979 ,169 с.

10. Филиппов В.Н. Влияние погрешностей исходных данных на точность рекомендаций в задаче подбора УЭЦН к скважинам. РНТС Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. 1979, № 2, 17-20 с.

11. Гопан А.И., Филлипов В.Н. Пакет прикладных программ для оптимизации работы системы "насос-скважина". М., ЦИНТИхимнефтемаш, 1984,6 с.

12. Гопан А.И., Филиппов В.Н. Применение пакета прикладных программ СПИНАКЕР для повышения эффективности эксплуатации УЭЦН. В сб. "Насосное оборудование для добычи нефти". М., ЦИНТИхимнефтемаш, 1991, 52-57 с.

13. An Analysis of application of submersible electric pumping in the Santa Barbara channel. Report/TRW Reda Pumps/ USA, 1972. 66 p.

14. Станчу И., Ляпков П.Д. Эффективная вязкость водонефтяных эмульсий в каналах рабочих органов погружных центробежных насосов. Нефтепромысловое дело. 1976, № 2,25-28 с.

15. Дроздов А.Н. Разработка методики расчета характеристики погружного центробежного насоса при эксплуатации скважин с низкими давлениями у входа в насос. Диссертация на соискание ученой степени к.т.н., М., МИНХ и ГП им.И.М.Губкина, 1982,212 с.

16. Игревский В.И. Исследование влияния газовой фазы на характеристику многоступенчатого центробежного насоса при откачке газожидкостных смесей из скважин. Диссертация на соискание ученой степени к.т.н., М., МИНХ и ГП им.И.М.Губкина, 1977,192 с.

17. Дроздов А.Н., Игревский В.И., Ляпков П.Д., Филиппов В.Н., Выбор рабочих параметров погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси из скважин. Обзор, информ. ВНИИОЭНГ, сер. "Нефтепромысловое дело", М.: ВНИИОЭНГ, 1986, 50 с.

18. Ляпков П.Д. Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине. Уч.пособие. М.: МИНГ, 1987, 71 с.

19. Мищенко ИТ. Бравичева Т.Б. Вишнепольский В.К. и др. Системный принцип обоснования технологии добычи нефти при ограниченной исходной информации. Сб.трудов конф. РАО "Газпром" сентябрь 1997.

20. Ляпков П.Д. Влияние газа на работу погружного центробежного насоса ЭН5-800. Нефтяное хозйство, 1958, № 2,43-49 с.

21. Ляпков П.Д. О влиянии вязкости жидкости на характеристику погружных центробежных насосов. Труды ВНИИ им.Крылова, М., 1964, вып. 41,71-107 с.

22. Минигазимов М.Г., Шарипов А.Г., Минхайров Ф.Л. Исследование влияния газа на работу погружного центробежного насоса ЭЦН6-160-1100. Труды ТатНИПИнефть, Бугульма, 1971, вып. 15,157-164 с.

23. Дроздов А.Н. Разработка, исследование и результаты промышленного использования погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти. Автореферат диссертации на соискание ученой степени д.т.н., ГАНГ им.И.М.Губкина, М., 1998.

24. Владимирова Э.В., Зайцева Л.Г., Шакиров Р.Ш. Расчет на ЭЦВМ давления столба водонефтегазовой смеси в колонне скважины ниже приема погружного насоса. Труды ТатНИПИнефть. Бугульма, вып. 19, 1971, 139146 с. ^

25. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М., Недра, 1976.

26. Вахитов Г.Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений. Л., Недра, 1970.

27. Гиматудинов Ш.К. Нефтеотдача коллекторов. М., Недра, 1979.

28. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Под редакцией Ш.К.Гиматудинова. М., Недра, 1983.

29. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под редакцией Ш.К.Гиматудинова. М., Недра, 1983.

30. Справочная книга по добыче нефти. Под редакцией Ш.К.Гиматудинова. М., Недра, 1974.

31. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности горных пород. М., Недра, 1975.

32. Чарный И.А. Подземная гидродинамика. М., Гортоптехиздат,1963.

33. Сахаров В.А. Теоретические и экспериментальные исследования движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах и нефтяных скважинах. НТИС, сер. "Нефтепромысловое дело". -М.: ВНИИОЭНГ, 1992. Вып.9, 1-14 с.

34. Сахаров В.А., Мохов М.А. Методика расчета газожидкостных подъемников в обводненных скважинах. НТИС, сер. "Нефтепромысловое дело". -М.: ВНИИОЭНГ, 1992. Вып.12, 1-12 с.

35. Филиппов В.Н. библиотека программ "Электронасос". РНТС Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. 1977, № 12, 11-15 с.

36. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов B.C., Сабиров A.A., Пекин С.С. Комплексная система диагностики работоспособности скважин-ных насосных установок. РНТЖ "Нефтепромысловое дело". 1997, № 11,

37. Виноградов В.Н., Сорокин Г.М. Износостойкость сталей и сплавов. М., Из-во "Нефть и газ", 1994.

38. Бурмистров Э.Б. Исследование фазовых равновесий сложных гетерогенных систем в процессе промысловой обработки природного газа, содержащего неуглеродные компоненты. Автореферат на соискание ученой степени к.т.ц. ВНИИГA3, 1981.

39. Бухгалтер Э.Б. Предупреждение и ликвидация гидратообразова-ния при подготовке и транспорте нефтяного и природного газа. -М.: ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. Сер. "Нефтепромысловое дело", Вып. №10, 1982,

40. Бык С.Ш., Макогон Ю.Ф., Фомина В.И. Газовые гидраты. -М.: Химия, 1980. 296 с.ч42. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта.-М.: Недра, 1982, 311 с.

41. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового равновесия и свойств газоконденсатных смесей. -М.: Недра, 1984, 264 с.

42. Захаров М.Ю. Создание методов расчета условий образования твердой фазы (гидратов, парафинов, диоксида углерода) при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Автореферат на соискание ученой степени к.т.н., ГАНГ им.И.М.Губкина, 1989.

43. Истомин В.А., Квон В.Г. Методические указания по расчету фазовых равновесий газовых гидратов и предупреждению гидратообразования в системах добычи газа. -М.: ВИИИГАЗ, 1985, 124 с.

44. Коротаев Ю.П., Гвоздев Б.П., Гриценко А.И. Саркисян JI.M. Подготовка газа к транспорту. -М.: Недра, 1973,240 с.

45. Кулиев A.M. и др. Исследование полипропиленгликоля в качестве осушителя и ингибитора гидратообразования. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. -М.: ВНИИЭгазпром, 1976, Вып.8,11-15 с.

46. Леонов В.А. Оптимизация работы газлифтного комплекса. Автореферат на соискание ученой степени к.т.н. ТИИ, Тюмень, 1987.

47. Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. М.: Недра, 1985, 232 с.

48. Малышев А.Г. Условия образования гидратов в инги-биторосодержащих системах. Деп. во ВНИИОЭНГ 18 сент. 1978, № 544, 6 с.

49. Фазлутдинов JI.P. Ликвидация гидратных пробок при эксплуатации газлифтных скважин. Нефтяное хозяйство, 1978, № 10, 59-62 с.

50. Черемисин Н.А. Исследование механизма образования парафино-гидратных пробок в нефтяных скважинах с целью совершенствования методов борьбы с ними. Автореферат на соискание ученой степени к.т.н. ТИИ, Тюмень, 1992.

51. Van der Waals J.H., Plattew J.C. Clathrate Solutions/ Adv. Chem. Phys., 1959, v.2, pp.i-55.

52. Holder G.D., Hand J.H. Multiple-Phase Equilibria in Hydrates from Methane, Ethane, Propane and Water Mixtures.- AIChE Journal, 1982, v.28, pp.440-447.

53. Holder G.D., Malekar S.T., Sloan E.D. Determination of Hidrate Thermodynamic Reference Properties from Experimental Hydrate Composition Data. Jnd. Eng. Chem. Fundam., 1984, v. 23, pp. 123-126.

54. John V.T., Holder G.D. Choisse of Cell-Size in Cell Theory in Hydrate Phase Gas-Water Jnteractions. J.Phys. Chem., 1981, v.85, pp.1811-1814.

55. John V.T., Holder G.D. Contribution of Second and Subsequent Water Shells to the Potential Energy of Guest-Host Jnteractions in Clathrate Hydrates.-J.Phys. Chem, 1982, v.86, pp.455-459.

56. John V.T., Holder G.D. Langmuir Constants for Spherical and Linear Molecules in Clathrate Hydrates. Validity of the Cell Theory. J. Phys.Chem., 1985, V.89, pp.3279-3285.

57. Ng H.-J., Robinson D.B. The Predictin of Hydrate Formation in Condensed Systems. AIChE Journal, 1977, v.23, pp. 477-485.

58. Anderson F.E., Prausnitz J.M. Inhibition of Gas Hydrates by Methanol. -AIChE Jonlnal, 1986, v. 32,pp. 1321-1333.

59. Sander В., Fredenslund A., Rasmussen P. Calculation of Vapor-Liquid Equilibria in Mixed Solvent/Salt Systems Using an Extended UNIQUAS Equation.-Chem. End. Science, 1986, v.41,pp.ll71-1183.109

60. Патент РФ № 2059796 "Способ проектирования и эксплуатации скважины и установка для эксплуатации скважины". Шарифов М.З., Эфен-диев О.И., Исангулов А.К. и др., 1992.

61. Патент РФ № 2065925 "Способ предупреждения гидратообразова-ния в скважине, эксплуатируемой насосом". Шарифов М.З. и др., 1996.

62. Андрюшенко Ф.К., Васильченко В.П., ШагайденкоВ.И. Растворы электролитов как антигидратные ингибиторы. Харьков, Высшая школа, 1973,38 с.

63. Патент РФ № 2135742 «Состав для предотвращения гидратопара-финовых отложений». Канзафаров Ф.Я., Леонов В.А., Исангулов А.И. и др

64. Исангулов А.К. Повышение надежности работы УЭЦН в ОАО «Черногорнефть». Нефтепромысловое дело, 1999, №2, с. 17-22.