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.