Анализ механизированного фонда скважин Южно-Шапкинского месторождения

Цель: анализ работы механизированного фонда скважин Южно-Шапкинского месторождения с обзором осложняющих факторов работы насосного оборудования, а также расчёт интервала отложения парафина по скв.1006 Южно-Шапкинского месторождения.
Задачи:
собрать и проанализировать геолого-промысловый материал по месторождению;
изучить геологическое строение и гидродинамические свойства месторождения;
литературный обзор способов эксплуатации нефтяных скважин;
анализ работы глубинно-насосного оборудования скважин;
выполнить расчет глубины отложения парафина;
литературный обзор источников: Скважинная добыча нефти (Мищенко И.Т.), Разработка нефтяных месторождений (Желтов Ю.П.), Авторский надзор за реализацией дополнения к технологической схеме разработки Южно-Шапкинского месторождения (ПечорНИПИнефть 2015 г.).
Цель и задачи

Обзорная карта

Обзорная карта
Продуктивные залежи приурочены к карбонатным отложениям среднего и верхнего карбона и нижней перми, на месторождении выделено семь объектов эксплуатации. Средняя глубина залегания залежей изменяется от 1200 до 1800 м. В объектах эксплуатации присутствуют как пластовые так и массивные залежи. Начальное пластовое давление по нижнему объекту равно давлению насыщения 20,4 МПа, начальный газовый фактор 84 м3/т.

Геолого-физическая характеристика

Состояние разработки Южно-Шапкинского месторождения
График разработки
Зависимость обводненности от выработки запасов
Сопоставление обводненности и выработки запасов по объектам
Действующим проектным документом является дополнение к тех. схеме ЮШМ НГКМ на 2014-2016гг.
Месторождение находится на III стадии разработки.
В эксплуатации находится 5 объектов.
Все объекты разрабатываются с ППД.
Отбор от НИЗ – 45,2 % (кат.С1), обводненность – 86,9 %
Добыча нефти с начала разработки – 10266,5 тыс.т.
Добыча нефти в 2014 г. – 414,6 тыс.т. 2016г 2014г.
Действ. добывающий фонд – 61 скв. 48 скв.
нагнетательный фонд – 13скв. 9 скв.
Средний дебит жидкости – 182,2 т/сут
нефти – 23,9 т/сут

Компоновка электроцентробежного насоса
1 – обсадная эксплуатационная колонна;
2 – компенсатор;
3 – электродвигатель;
4 – протектор;
5 – центробежный насос;
6 – обратный и спускной клапаны;
7 – колонна НКТ;
8 – электрический кабель;
9 – крепежный пояс;
10 – обратный клапан на устье;
11 – оборудование устья;
12 – барабан для кабеля;
13 – станция управления;
14 – трансформатор.

Причины отказов в работе ГНО на Южно-Шапкинском месторождении

Анализ эффективности работы скважин
В период 2011-2013 гг. на Ю-Шапкинском месторождении произведено 97 ремонтов на скважинах (средняя наработка на отказ - 874 сут).
Отказов погружного оборудования (выходы скважин в ремонт по причине не связанной с ГТМ) произошло 67 со средней наработкой на отказ 825 сут.
Из них по причине:
– снижения изоляции – 14 отказов, наработка на отказ 825 сут;
– отсутствия подачи – 53 отказа, наработка на отказ 842 сут, в т. ч.:
– коррозия ПЭД – 1 отказ с наработкой 870 сут:
– не герметичность НКТ (коррозия) – 2 отказа (наработка на отказ 1250 сут);
– износ оборудования – 27 отказов (наработка на отказ 810 сут).

Распределение отказов по подаче насоса
Все установки ЭЦН, применяемые на Ю-Шапкинском месторождении, можно подразделить по подаче насосов на три группы:
1.Номинальной производительностью до 125 м3/сут;
2.Номинальной производительностью от 160 м3/сут до 250 м3/сут;
3.Номинальной производительностью свыше 300 м3/сут.
Распределение отказов по группам:
Группа 1. Всего за период – 41 отказ, средняя наработка на отказ - 845 сут.
Из них:
По причине снижения изоляции – 5 отказов (12,2 % от общего количества отказов), средняя наработка на отказ 848 сут;
По причине отсутствия подачи – 36 отказов (87,8 % от общего количества отказов), средняя наработка на отказ 837 сут.

Распределение отказов по подаче насоса
Группа 2. Всего за период – 15 отказов, средняя наработка на отказ - 728 суток.
Из них:
По причине снижения изоляции – 4 отказов (26,7 % от общего количества отказов), средняя наработка на отказ 520 сут;
По причине отсутствия подачи - 11 отказа (73,3 % от общего количества отказов), средняя наработка на отказ 1187 сут.
Группа 3. Всего за период – 11 отказов, средняя наработка на отказ - 900 сут.
Из них:
По причине снижения изоляции – 5 отказов (45,5 % от общего количества отказов), средняя наработка на отказ 1310 сут;
По причине отсутствия подачи (негерметичен лифт) - 6 отказов (54,5 % от общего количества отказов), средняя наработка на отказ 563 сут.

Основные осложняющие факторы
Основными осложняющими факторами на скважинах Южно-Шапкинского месторождения являются:
−АСПО - содержание парафина до 6 %;
−Высокий газовый фактор – до 93 м3/т, и высокое давление насыщения (до 20,2 МПа);
−Высокое содержание диоксида углерода(CO2) в добываемой продукции (до 317 мг/дм3, содержание сероводорода до 24 мг/дм3).
АСПО:
−механическая очистка НКТ скребками (периодичность СПО скребков определена графиком в зависимости от работы скважины до 4 раз в сутки);
Высокий газовый фактор:
−применение насосов с конусной вставкой;
−применение газосепараторов.
В целом по скважинам можно отметить, что текущая наработка эксплуатации оборудования, так же как и наработка на отказ оборудования достаточно высоки, что позволяет судить о том, что и оборудование и методы борьбы с осложняющими факторами на данном этапе эксплуатации месторождения подобраны правильно.

Основные осложняющие факторы (продолжение)
По результатам комиссионных разборов установлено, что основное количество отказов оборудования происходит по причине износа с высокой наработкой.
Незначительное количество отказов оборудования, связанных с коррозионными поражениями, связаны с углекислотной коррозией. На текущем этапе мероприятия по борьбе с коррозией на фонде не проводятся. Необходимо разработать мероприятия по внедрению технологий антикоррозионной защиты внутрискважинного оборудования.
В целом применяемое насосное оборудование соответствует условиям эксплуатации, насосы в основном производства «АЛНАС» и «БОРЕЦ». В насосах узлы осевой опоры имеют шайбы из износостойкого материала, рабочие аппараты – двухопорной конструкции, материал – нирезист, в секциях установлены промежуточные опоры.

Расчет глубины отложения АСПО

Расчет глубины отложения АСПО

Расчет глубины начала отложения парафина для скв.1006 Южно-Шапкинского месторождения

Выводы
Все скважины эксплуатируются механизированным способом с помощью ЭЦН;
2. Производительность УЭЦН на данном месторождении изменяется от 30 до 400 м3/сут;
3. Средняя глубина спуска ЭЦН 1900 м, Кподачи=1,1, текущий межремонтный период 656 суток;
4. Больше половины действующего фонда скважин работает с обводненностью более 60 %;
5. В скважинах Южно-Шапкинского месторождения установки работают в пределах рабочей зоны, скважины эксплуатируются при депрессии от 4 до 6,7 МПа и среднем забойном давлении, ниже давление насыщения (Южно-Шапкинский купол для пласта II ≈0,8 Рнас, для пласта III-IV ≈0,45Рнас, Средне-Серчеюский купол ≈0,6 Рнас);
6. В период 2010-2012 гг. на Ю-Шапкинском месторождении произведено 69 ремонтов на скважинах (средняя наработка на отказ - 874 сут). Отказов погружного оборудования (выходы скважин в ремонт по причине не связанной с ГТМ) произошло 67 со средней наработкой на отказ 825 сут. Основная причина отказов погружного оборудования является отсутствие подачи (79 %);
7. По результатам комиссионных разборов основное количество отказов оборудование по причине износа оборудования с высокой наработкой;
8. На текущем этапе мероприятий по борьбе с коррозией на добывающем фонде не проводятся;
9. Основными осложняющими факторами на скважинах Южно-Шапкинского месторождения являются повышенное содержание парафина, углекислого газа, сероводорода, а также высокий газовый фактор;
10. Согласно расчётов, интервал запарафинивания колонны НКТ составит 1118 м от устья скважины.

Рекомендации
1. Использование механической очистки НКТ скребками;
2. Применение газосепараторов;
3. Применение насосов с конусной вставкой(новая конструкция газосепаратора);
4. Для снижения влияния осложняющих факторов отложения АСПО рекомендуется механическая очистка НКТ скребками с рекомендуемой глубиной спуска 1118 м;
5. Глубину спуска глубинно-насосного оборудования рекомендуется определять с учетом инклинометрии скважины и допустимого количества свободного газа на приеме насоса;
6. Для уменьшения влияния свободного газа на работу насоса рекомендуется оснащать компоновку ГНО дополнительным оборудованием, снижающим влияние газа;
7. Применение оборудования в коррозионностойком исполнении. Учитывая, что коррозионная агрессивность среды возрастает с ростом обводненности продукции осуществлять мониторинг работы обводненных скважин на вероятность коррозионной агрессивности с целью своевременной разработки эффективной технологии защиты оборудования.