Файл: Становление и развитие добычи нефти на месторождениях сп вьетсовпетро насосными установками.docx

5.1 Анализ работы скважины №503 на платформе МСП-5

До 1 апреля 2013 г. скважина работала газлифтным способом в постоянном режиме. Объектом эксплуатации являются залежи нижнего олигоцена, интервал перфорации составляет 3824–4019 м. Режим расхода газлифтного газа составлял 10000 м³/сут, средний дебит по жидкости составил 20,7 м³/сут, по нефти – 15,1 т/сут при средней обводненности 11%. Режим работы скважины с 1 января 2013 г. по 15 октября 2014 г. представлен на Рисунке 5.1.

На скважине проводился КРС по оснащению УЭЦН. В связи с тем, что в интервале 3899–4019 м находилось аварийное внутрискважинное оборудование, с 1 апреля по 30 мая 2013 г. на скважине был проведен капитальный ремонт [59, 68], выполнялись ловильные работы.

В процессе ремонта наблюдалось сильное поглощение жидкости глушения (морской воды), порядка 5 м³/ч.

После частичного извлечения аварийного ВСО была произведена реперфорация продуктивного интервала и был спущен УЭЦН (марка Э DN-475N) на глубину 2200 м. Колонну насосно-компрессорной трубы оснастили газлифтными мандрелями для перевода скважины на газлифт без подъема ВСО в случае отказа УЭЦН. Схема скважины представлена на Рисунке 5.2.



Рисунок 5.1 – Изменение параметров работы скважины 503/5

УЭЦН DN-475N с 348-ю ступенями, установленная в процессе капитального ремонта скважин (КРС), не позволила эксплуатировать скважину в постоянном режиме ввиду недостаточного для стабильной работы установки притока пласта. Заглубление установки также не привело к существенному увеличению дебита ввиду низкого развиваемого напора установки (900–2300 м).

Скважина работала в периодическом режиме из-за слабого притока флюида из пласта. Срабатывала защита двигателя по причине низкого давления на приеме УЭЦН, порядка 15 атм. С учетом вывода на режим наработка УЭЦН составила 91 сут. Скважина эксплуатировалась до 28 августа 2013 г. Средний дебит по жидкости составил 22,6 м³/сут, по нефти – 0,8 т/сут.

Обводненность скважины увеличилась с 11,0 до 94,9 %. На рост обводненности продукции скважины могли оказать влияние следующие факторы:

• 
  длительный капитальный ремонт скважины, сопровождавшийся поглощениями жидкости глушения; - нагнетательные скважины 116 и 114;
  
• 
  реперфорация продуктивного интервала.
  

---

Рисунок 5.2 – Конструкция скважины 503 с УЭЦН

С целью заглубления и замены УЭЦН с 29 августа по 10 сентября 2013 г.

провели ремонт скважины. На глубину 2800 м установили новую высоконапорную УЭЦН (марка DN-440) с 463 ступенями.

Динамика параметров работы скважины после пуска 11.09.2013 г. представлена на Рисунке 5.3.

После пуска скважины в работу наблюдалось резкое снижение давления на приеме насоса с одновременным падением дебита жидкости, что подтверждал выход скважины на установившийся режим работы. При этом давление на приеме насоса снизилось со 174 до 39,2 атм, дебит жидкости – с 52,8 до 18 м³/сут. После вывода на режим скважина работала в постоянном режиме. Средний дебит по жидкости составил 12,5 м³/сут, по нефти – 1,6 т/сут, при средней обводненности 87,5%. Средний динамический уровень составил 2063 м. С 24 октября 2013 г. на скважине наблюдалось падение дебита жидкости, при этом давление на приеме увеличивалось, росла температура на приеме насоса. Далее в процессе работы наблюдались резкие колебания давления на приеме с дебитом жидкости.



Рисунок 5.3 – Динамика параметров работы скважины 503/5

Нестабильный режим работы установки был связан с отложением солей на рабочих органах насоса, что снижало производительность установки, в связи с чем рос уровень жидкости над приемом насоса, снижалось охлаждение насоса, увеличивалась температура на приеме установки.

Узловой анализ установки DN-440 (463 ступени) и скважины 503 на МСП-5 показан на Рисунке 5.4, а производительность установки – на Рисунке 5.5. Как видно из рисунков, при работе насосной установки в условиях давления на приеме 40 атм подача насоса должна составлять 37 м³/сут. В реальных условиях эксплуатации установки, подача насоса при 40 атм на приеме насоса составляла около 20 м³/сут в начальный период эксплуатации.



Рисунок 5.4 – Узловой анализ установки DN-440 (463 ступени) и скважины 503

---

Рисунок 5.5 – Производительность установки DN-440

С учетом вывода на режим наработка УЭЦН составила 217 сут. Скважина эксплуатировалась до 17.04.2014 г., после чего была остановлена на ремонт.

После извлечения УЭЦН и визуального осмотра установки было выявлено, что внешние повреждения отсутствуют; валы ПЭД, протектора и газосепаратора вращаются от руки; валы насосных секций заклинены и вручную не вращаются.

Предварительная причина заклинивания валов насоса – отложение солей на рабочих органах насосных секций при низких забойных. Для установления точных причин отказа необходимо было отобрать пробы продукции скважины и провести анализ на наличие растворенных солей и механических примесей, провести разбор УЭЦН в специализированном предприятии поставщика оборудования.

Из актов проведенных работ при КРС по оснащению УЭЦН скв. №503 следует, что опрессовка НКТ перед запуском скважины не проводилась, поэтому утечки из НКТ в затрубное пространство могли повлиять на результаты работы в начальный период эксплуатации.

Для восстановления первоначальной производительности УЭЦН на скв. №503 было рекомендовано проведение обработки по удалению возможных солеотложений, необходимо было также обеспечить устье скважины установкой дозирования реагента (УДР) для предотвращения солеотложений на ЭЦН.

В условиях морских месторождений СП «Вьетсовпетро» необходимо учитывать ряд особенностей и ограничений на применение УЭЦН:

1. 
   Ограничение запаса мощности электроэнергии на ГТС.
   
2. 
   Отсутствие постоянных комплексов, обеспечивающих ТРС по смене ЭЦН в случае его выхода из строя.
   
3. 
   Конструктивные особенности скважин (диаметр эксплуатационной колонны, кривизна, наличие деформаций, аварийное оборудование и др.).
   
4. 
   Ограничение места по размещению наземного блока оборудования (повышающего трансформатора и станции управления).
   

В 2013 г. планировалось проведение испытаний УЭЦН в обводненных высокодебитных скважинах фундамента месторождения «Белый Тигр» с целью обеспечения форсированного режима отбора нефти для получения характеристик вытеснения нефти. Предполагалось, что при совместном течении воды и нефти по трещинам фундамента при небольшой депрессии происходит замещение продуктивных нефтяных интервалов водой, что существенно сказывается на дебите нефти и КИН. При оснащении УЭЦН в скважине создается б

---

ольшая депрессия, чем при газлифтном способе, соответственно увеличение градиента давления на добываемые флюиды пласта позволит снизить замещение нефти водой и позволит повысить добычу нефти, и, соответственно, КИН.

Для проведения испытаний УЭЦН предлагалось оснастить скважину 1116 на МСП-11 высокопроизводительной установкой ТЕ-3300, имеющейся в наличии у СП «Вьетсовпетро». По результатам испытаний данной технологии можно было бы сделать вывод об эффективности форсирования отборов на высокообводненных скважинах фундамента.

---

5.2 Анализ работы скважины 1116 на МСП-11

До 16 марта 2014 г. скважина работала газлифтным способом на постоянном режиме.

Объект эксплуатации – фундамент, интервал перфорации 3866–3942 м. Режим расхода газлифтного газа составлял 8000 м³/сут, средний дебит по жидкости 124,8 м³/сут, по нефти–- 17 т/сут, при средней обводненности 83,3%. Режим работы скважины с 1.01.2014 г. по 15.10.2014 г. представлен на Рисунке 5.6. С 17 марта по 4 апреля 2014 г. на скважине был проведен капитальный ремонт скважин. Скважину перевели из газлифтного способа эксплуатации на УЭЦН. Насосная установка ТЕ-3300-2109 (158 ступеней) была спущена на глубину 2421 м. Для перевода скважины на газлифт без подъема ВСО колонну НКТ оснастили газлифтными мандрелями для случая отказа УЭЦН. Схема скважины представлена на Рисунке 5.7.

После вывода на режим скважина стабильно работала со средним дебитом по жидкости 677 м³/сут, по нефти – 28,2 т/сут, при средней обводненности 94%. Стоит отметить, что с 16 по 27 апреля отмечалось фонтанирование по затрубному пространству с дебитом от 8 до 13 м³/сут. Динамический уровень в затрубном пространстве изменялся от 0 до 1468 м. Давление на приеме насоса, по показаниям погружной телеметрии, в это время оставалось постоянным и составляло 120 атм, а температура незначительно увеличивалась со 121 до 127°С.



Рисунок 5.6 – Изменение параметров работы скважины 1116



Рисунок 5.7 – Конструкция скважины 1116 с УЭЦН

Можно предположить, что показания погружной телеметрии были некорректными. Система погружной телеметрии работала до 11 мая 2014 г., а затем полностью отказала. С учетом вывода на режим наработка УЭЦН составила 75 сут. Скважина эксплуатировалась до 17 июня 2014 г. В период 16–17 июня 2014 г. проводили ревизию электрического оборудования на

МСП, после чего произошло снижение сопротивления изоляции системы УЭЦН. С 20 июня 2014 г. скважина была переведена на газлифтную эксплуатацию без подъема УЭЦН.

Отказ оборудования на данной скважине можно считать преждевременным. Следовательно, установка должна подлежать ревизионной разборке. Для определения причины отказа необходимо было провести подъем установки, комиссионный демонтаж и разбор УЭЦН с определением причин отказа.

---