Файл: Системный анализ причин отказов установок электроцентробежного насоса при добыче нефти.pdf

69
Испытание прототипов установок в стволе эксплуатируемых скважин показало эффективность данного метода.
Иногда применяют снижение забойного давления путем изменения типоразмера УЭЦН и глубины его спуска.
Описанные в предыдущем разделе ступени с открытыми рабочими колёсами также позволяют добиться положительных результатов благодаря известным преимуществам.
Существуют и другие, менее распространённые способы борьбы с солеотложениями.
3.2.4 Влияние кривизны ствола скважины и глубины спуска насоса и методы борьбы с данными осложнениями
Основное негативное влияние кривизны ствола скважины сказывается как правило при спуско–подъемных операциях, так как существует высокая вероятность повреждения кабельной линии. В целях защиты кабельной линии при спуске установки используют специальные протекторы (рисунок 35), которые крепят вокруг модуль секций насоса. Протекторы препятствуют возникновению трения кабеля о стенки обсадной колоны.
Рисунок 35 – Протекторы для защиты кабеля
Большие глубины спуска оборудования являются фактором отрицательно влияющим на работу оборудования. При увеличении глубины спуска насоса в

70 скважину увеличивается металлоемкость оборудования а также риск повреждения кабеля.
При эксплуатации насоса на больших глубинах, близким к глубинам перфорации, обеспечивается максимальная депрессия на пласт, и как следствие
– большой приток и большие дебиты скважин. Однако с увеличением депрессии увеличивается вероятность разрушения призабойной зоны пласта, вынос механических примесей к забою и его засорение, засорение самого насоса. К тому же при глубине подвески насоса близкой к интервалу перфорации уменьшается естественная гравитационная сепарация флюида, механические примеси увлекаются во входной модуль насоса, не успевая осесть на забой скважины.
Существуют условия, когда нижний интервал скважины имеет недопустимо высокую кривизну, вследствие чего спуск УЭЦН в этот участок связан с рисками быстрого выхода установки из строя. Кроме того, увеличение глубины спуска ведет к уменьшению ННО установки. В этой ситуации возможно применение так называемых двусторонних УЭЦН. Двусторонний
УЭЦН представляет собой конструкцию, отличающеюся от обычного тем, что он имеет двусторонний двигатель, выше которого собраны элементы обычного
УЭЦН, а ниже двигателя стоит дополнительная подпорная секция, к которой крепиться хвостовик, спускаемый в интервал перфорации (рисунок 36). В хвостовке может быть установлен шламоотделитель и контейнер для шлама.
Рисунок 36 – Принципиальная схема двухстороннего УЭЦН [30]
Насос данной конструкции имеет то преимущество, что работа пласта в таких условиях не зависит от гидростатического и гидродинамического

71 давления, так как откачка пластового флюида производится непосредственно из продуктивного интервала пласта. Помимо этого, подпорная секция создает противодавление на столб жидкости, находящийся выше нее, уменьшая тем самым давление на забой. Данные обстоятельства позволяют искусственно сильно завышать динамический уровень, уменьшая тем самым глубину спуска насоса. Кроме того, хвостовик может быть спущен в интервалы с большими значениями кривизны, куда УЭЦН спустить нельзя. При использовании шламоотделителя и контейнера для шнлама возможно дополнительное отделение механических примесей.
В условиях нехватки пластовой энергии, ЭЦН зачастую погружает на глубины, близкие к интервалу перфорации, чтобы обеспечить необходимую депрессию на пласт. Однако в этом случае все равно существует необходимость подержания динамического уровня в пределах 50 – 500 метров над приемом насоса, что в свою очередь не позволяет увеличивать депрессию. Также при эксплуатации ЭЦН вблизи интервалов перфорации происходит обильный захват насосом механических примесей.
Использование двусторонних УЭЦН позволяет создавать большие депрессии на пласт без необходимости его погружения в интервал перфорации, что ведет к увеличению дебита скважин. К тому же значительно уменьшается попадание КВЧ в насос, уменьшается глубина спуска, увеличивается ННО установки [30]. Несколько установок двухсторонней конструкции были экспериментально внедрены на Мамонтовском месторождении, где показали положительный эффект от внедрения. Имеется информация об увеличении дебита на экспериментальных скважинах. Экономический эффект от внедрения данных установок рассмотрен ниже, в главе 4.
3.2.5 Влияние температуры пластовой жидкости
Высокая температура пластового флюида повышает требования к используемому оборудованию. Так, например ПЭД фирмы “Алмаз” обычного

72 исполнения способен работать при температуре до 110 °С, теплостойкого – до
135 °С. Кабельные линии также чувствительны к пластовым температурам и в зависимости от температур флюидов используются различные марки кабельных линий. Марка кабельных линий КТЭБК и КТЭБ с изоляцией из термоэластопласта предназначены для эксплуатации при температурах до 160
°С [26].

73
Рисунок 37 – Статистика отказов УЭЦН на Л. месторождении за период Январь 016 – Август 016
Рисунок 38 – Статистика отказов
УЭЦН на Т. месторождении за период
Январь 016 – Август 016
На рассматриваемых месторождениях средняя наработка на отказ составляет около 400 суток, нет часто ремонтируемых скважин, это говорит об отсутствии каких-либо чрезвычайно вредных факторов. Однако установки все равно выходят из строя, попытаемся определить причины этого. Как можно видеть из диаграмм, наиболее распространённые причины отказов (без учета
ГТМ):

Снижение подачи

Снижение изоляции кабеля
Судя по геолого-техническим данным, условия на данных месторождениях не имеют аномально вредных факторов, приводящих к отказам. Газовый фактор не высокий, нефть легкая, маловязкая, малосмолистая, парафинестая. Средняя обводненность 43%, пластовая вода, достаточно солонея, что будет приводить к ускоренному солеотложению.
Данная информация не объясняет картины отказов, поэтому привлечем дополнительную информацию. Известно, что скважины на данных месторождениях имеют малые дебиты (от 10 до 50 м
3
/сут), пласты малопродуктивны. Вследствие этого ЭЦН погружали практически в интервалы

74 перфорации, чтобы обеспечить отбор флюида на постоянном режиме работы.
Однако в интервалах перфорации приемные модули насосов захватывали повышенное количество КВЧ, так как механические примеси не осаждались на забой под действием гравитации, а увлекались в насос вместе с потоком.
Помимо этого, редко производились промывки ЭЦН, из-за опасности заглушить малопродуктивный пласт. Эти факторы, в совокупности с солеотложениями и отложениями парафинов и приводили к снижению производительности насосов и ускоряли выход УЭЦН из строя по причине снижения производительности (СнП).
Выход установок из строя по причине снижение изоляции кабеля, очевидно, является следствием производственного брака кабеля. Иных причин, которые могли бы негативно повлиять на качество изоляции не было найдено.
Таким образом, выше были выдвинуты предположения о вероятных причинах отказов УЭЦН на данных месторождениях. Провести проверку данных гипотез методами постановки эксперимента или МФА не представляется возможным вследствие недостаточного количества данных и сложности проведения моделирования.
Рекомендации по возможному решению проблем на этих месторождений представлены далее, в главе 4.

75
4 ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ
И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ
4.1 Экономическая эффективность внедреня двухсторонних УЭЦН на
Мамонтовском месторождении
В данной дипломной работе, в разделе 3. 2, был проведен обзор основных осложнений, приводящих к отказам УЭЦН, а также рассмотрены некоторые технологии и мероприятия позволяющие справляться с вредоносным влиянием осложнений и увеличивать ННО установки. Акцент при описании способов борьбы с осложнением автор делал на относительно новых технологиях, внедренных недавно, или вовсе проходящих этапы опытных испытаний. В связи с этим, особенно актуальным является вопрос оценки экономической целесообразности использования той или иной технологии или оборудования.
Среди рассмотренных технологий для расчета экономической эффективности внедрения была выбрана технология использования двусторонних УЭЦН. Это связано с тем, что автор проходил производственную практику, в ходе которой были получены данные по результатам внедрения этих установок на
Мамонтовском месторождении. К тому же, в ходе анализа этого месторождения и эффективности использования на нем новой технологии, удалось выяснить, что Мамонтовское месторождение имеет много общего с рассмотренными в разделе 3.4 Л. и Т. месторождениями. Это значит, что технология, показавшая экономическую эффективность от внедрения на
Мамонтовском месторождении, может быть рекомендована к внедрению и на рассмотренных выше месторождениях.
Мамонтовское месторождение разрабатывается с 1970 года. Понятно, что в данный момент месторождение находится на завершающем этапе разработки.
В связи с этим возникают проблемы характерные для месторождений с истощёнными запасами сырья и нехваткой пластовой энергии. К таким проблемам в частности относятся низкие коэффициенты продуктивности скважин, высокая засоренность призабойной зоны пласта, вынос больного

76 числа КВЧ. Причиной этих осложнений является то, что не удается создать больших депрессий на пласт и добиться больших значений дебита. Происходит ситуация, аналогичная ситуации на месторождениях Т. и Л.
С целью решения имеющихся проблем на Мамонтовском месторождении в 2016 году было принято решение провести испытание 18 двусторонних установок электроцентробежных насосов. Планировалось, что это позволит искусственно уменьшить динамический уровень, уменьшить давление на забой, создать высокую депрессию на пласт и защитить установки от вредного влияния КВЧ. Подробное описание данных установок представлено в разделе
3.2.4.
Основной эффект от внедрения заключается в увеличении дебита скважин, и как следствие, получения дополнительной добычи нефти. Эффект от увеличения ННО пока посчитать не представляется возможным из-за недостатка статистических данных.
Итак, была получена следующая информация о результатах внедрения:
Годовая добыча не
ـ
фти – 4750800 тонны
Приме
ـ
не
ـ
ние
ـ
двухсторонних УЭЦН – это ме
ـ
роприятие
ـ
с дополните
ـ
льной добыче
ـ
й не
ـ
фти (газа) (ΔQ).
Доля условно-пе
ـ
ре
ـ
ме
ـ
нных затрат составляе
ـ
т 40%.
Объе
ـ
м дополните
ـ
льно добытой не
ـ
фти – 60840 тонн
Це
ـ
ну за 1 тонну не
ـ
фти приме
ـ
м равной 20000 руб
Затраты на одну опе
ـ
рацию по пре
ـ
доставле
ـ
нным данным равняе
ـ
тся
3,812560 млн. руб. Количе
ـ
ство скважино-опе
ـ
раций в 2016 году –18.
Норму дисконта примем 10 %.
Ставка налога на прибыль примем 24 %.
Производстве
ـ
нная се
ـ
бе
ـ
стоимость валовой продукции 6081024,000 тыс. руб.
Условно-переменные затраты 2432410,000 тыс. руб.
Процент условно-переменных затрат 40 %.

77
Прове
ـ
дём расче
ـ
т ПДН и ЧДД на ближайшие
ـ
3 года, то позволит определить экономическую эффективность от внедрения. Представим расчет для 2016 года, аналогично расчитаем значения для 2017 и 2018 годов:
1. Прирост выручки от ре
ـ
ализации опре
ـ
де
ـ
лим по формуле [13]
ـ
:
 
,
* Цt
Qt
t
Q
B



где
Qt

- объе
ـ
м дополните
ـ
льно добытой не
ـ
фти;
Цt
- це
ـ
ну за 1 тонну не
ـ
фти.
 
2016 29840* 20000 596,8
B Q



млн. руб.
Те
ـ
кущие
ـ
затраты опре
ـ
де
ـ
ляются как сумма затрат на ме
ـ
роприятие
ـ
и затрат условно-пе
ـ
ре
ـ
ме
ـ
нных по формуле
ـ
:
,
Змерt
Здопt
Зt



- те
ـ
кущие
ـ
затраты на дополните
ـ
льную добычу:
,
100
/
*
/
*
уп
d
c
c
Qt
Здопt


2016 60840*1280*0, 40 31,15008
Здоп


млн. руб.
- те
ـ
кущие
ـ
затраты на ме
ـ
роприятие
ـ
:
Nм
Спр
Змерt
*

2016 3812560*18 68,62608
Змер


млн. руб.
- все
ـ
го затрат по формуле
ـ
:
31,150080 68, 626080 99,77616


млн. руб.
2. Капитальные
ـ
вложе
ـ
ния отсутствуют, так как затраты на мероприятия включаются в се
ـ
бе
ـ
стоимость продукции.
3. Прибыль от ре
ـ
ализации - по формуле
ـ
:
,
Зt
Вt
Пр
реал





598,8 99,776160 499, 02384
реал
Пр




млн. руб.
4. Налог на прибыль - по формуле
ـ
:
,
100
/
* Nпп
Пpt
Нпрt



где
Nпр
- ставка налога на прибыль.
2016 499, 02384*0, 24 119,7657216
Нпр



млн. руб.
5. Поток де
ـ
не
ـ
жной наличности - по формуле
ـ
(9):

78
ПДНt
Прt
Нпрt
Зt

 
 
 
2016 598,8 99, 77616 119, 7657216 379, 25812
ПДН





млн. руб.
6. Коэффицие
ـ
нт дисконтирования - по формуле
ـ
(11):


,
1 1
,
tp t
t
Енп




где
Енп
- норма дисконта.




2016
,
1 1 1
1 1
,1 1
1 0
tp t
Енп








7. Дисконтированный поток де
ـ
не
ـ
жной наличности - по формуле
ـ
:
,
* t
ПДНt
ДПДНt


2016 379, 25812*1 379, 25812
ДПДН


млн. руб.
8. Чистый дисконтированный доход на определенный год:
,
t
t
ЧДД
ДПДН


2016 2016 379, 26
ЧДД
ДПНД


Аналогично расчету за 2016 год были произве
ـ
де
ـ
ны расче
ـ
ты по 2017 и
2018 годам. Однако был взят во внимание факт снижени добычи нефти вследствии постепенного исчерпания запасов пласта. Предположим, что дополнительная добыча нефти будет падать на 10 % каждый последующий год.
Ре
ـ
зультаты расче
ـ
та све
ـ
де
ـ
ны в таблицу 5.