Одним из важных факторов, осложняющих работу УЭЦН, является присутствие механических примесей как в скважине, так и в пластовой жидкости. Мехпримеси способствуют снижению гидродинамических характеристик скважины путем кольматации призабойной зоны пласта, засорения забоя скважины, увеличения вибрации и более интенсивного износа ЭЦН. При этом происходит порча дорогостоящего оборудования. Все это приводит к трудоемким и дорогим ремонтам как скважин, так и оборудования, а в итоге к значительным потерям как в денежном эквиваленте, так в добыче нефти.

Присутствие мехпримесей в скважинах обусловлено несколькими причинами:

• рыхлые неустойчивые породы пласта (вынос частиц породы);
• занесение мехпримесей (песка) в призабойную зону пласта (ПЗП) во время проведения ТКРС, бурения, ГРП и т.д.;
• закачка в скважину неподготовленных жидкостей глушения (грязные растворы).

Между тем, из анализа причин ремонтов скважин на нашем предприятии за последние 6 лет видно, что доля отказов ГНО по причинам засорения мехпримесями колеблется в пределах 11% и занимает предпоследнее место в списке отказов по эксплуатационным причинам (см. «Анализ причин ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН, НОГС в 2004–2009 гг.»).

Как известно, во многих вновь осваиваемых насосных скважинах значительное количество мехпримесей поступает из пласта только в первые дни эксплуатации. Так и у нас, основная масса отказов ГНО по засорению (порядка 80%) приходится на вновь введенные скважины из бурения, после забурки 2-го ствола или после проведения ГРП. В дальнейшем при отработке скважины в определенный промежуток времени, как правило, от 150 до 200 суток отказы по причине засорения на этих скважинах просто исчезают.

Если проследить динамику роста количества ремонтов из-за засорения ГНО в зависимости от проведения мероприятий по поддержанию заданных объемов добычи (ГРП, бурение и т.д.), то по линии тренда видно, что при увеличении числа проводимых мероприятий происходит увеличение отказов по засорению (см. «Количество ремонтов НОГС по причине засорения мехпримесями в зависимости от проводимых ГРП и бурения 2-х стволов»).

Начиная с 2004 года в ТПП «Лангепаснефтегаз» интенсивно велось разбуривание юрских отложений Западного участка Урьевского месторождения. При этом формирование сетки нагнетания для поддержания пластового давления (ППД) отсутствовало. Поэтому на перспективу ГНО спускалось в скважину на глубину 2500–2600 м и эксплуатировалось на высоких депрессиях с понижением динамического уровня в скважинах до глубины 2300–2400 м, так как в дальнейшем по мере разбуривания участка снижалось пластовое давление. При выводе скважин на режим велся контроль за выносом мехпримесей путем отбора проб на КВЧ, результаты которых показывали огромное содержание мехпримесей (более 400 мг/л).

Для снижения негативного воздействия мехпримесей на ГНО было принято решение осваивать скважины под нагнетание сразу же после формирования ячейки разработки, что в свою очередь привело к восстановлению пластового давления и улучшению гидродинамических характеристик скважин. Это позволило нам ограничивать глубину спуска оборудования там, где это возможно, не допуская понижения депрессии до критических значений. Таким образом, в 2008 году удалось снизить число ремонтов по причине засорения (см. «Западный участок Урьевского месторождения»).

МЕРОПРИЯТИЯ ПО БОРЬБЕ С ЗАСОРЕНИЕМ

При эксплуатации месторождений с помощью механизированного фонда большое значение имеют мероприятия, предупреждающие засорение глубинно-насосного оборудования.

Такие мероприятия в ТПП «Лангепаснефтегаз» можно разделить на три группы.

Первую группу составляют мероприятия, направленные на профилактику отказов по мехпримесям:

• подготовка жидкостей глушения (промывок) на солерастворных узлах, использование фильтров очистки жидкости, периодическая промывка автоцистерн осуществляющих доставку жидкости, контроль за содержанием КВЧ подготавливаемой жидкости (наличие лабораторий);
• отбор проб на КВЧ при эксплуатации и контроль за их содержанием;
• использование во время ТКРС «обтираторов» при спуско-подъемных операциях для предотвращения падения посторонних предметов в скважины;
• подготовка насосно-компрессорных труб в условиях трубной базы, проведение внутренней мехочистки, мойка труб и 100-процентная комплектация резьбы защитными колпачками.

Вторая группа — мероприятия, направленные на защиту ГНО от мехпримесей:

• спуск глубинно-насосного оборудования в износостойком исполнении;
• отбраковка и смена НКТ при ТКРС с отложениями;
• использование защитных фильтров (ФС-1), ГПЯ, шламоуловителей;
• использование средств контроля за вибрацией, температурой (ТМС) УЭЦН, своевременные профилактические промывки ЭЦН;
• уменьшение скорости движения жидкости по пласту в призабойной зоне скважины путем регулирования забойного давления;
• уменьшение точки подвеса УЭЦН при подходящих гидродинамических характеристиках скважины, возможность оседания мехпримесей до попадания на прием насоса;
• использование станций управления с частотными преобразователями на повышенной частоте для увеличения скорости потока жидкости, проходящей через насос, и объема перекачиваемой жидкости (промывка насоса собственной жидкостью);
• первичные разборы оборудования на устье скважин и принятие дальнейших решений;
• 100-процентное обследование забоя скважин при первом отказе ГНО после ГРП, зарезки 2-го ствола, бурения и т.д.

Третья группа — мероприятия, направленные на удаление мехпримесей (очистку):

• скрепирование эксплуатационных колонн с последующей промывкой забоя, при этом осуществляется контроль за КВЧ;на скважинах с низким пластовым давлением проводится очистка скважины с использованием комплекса КОС (комплексная очистка скважины).

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

В течение 2009 года в ТПП «Лангепаснефтегаз» начали массово внедрять системы погружной термоманометрии. По состоянию на 1 января 2010 года оснащено 10% действующего фонда УЭЦН, в 2010 году запланировано оборудовать термоманометрическими системами (ТМС) до 30% действующего фонда УЭЦН. Внедрение ТМС позволяет выявлять засорение рабочих узлов УЭЦН на ранних стадиях. Начало засорения, как правило, сопровождается повышением температуры, вибрацией и ростом давления на приеме УЭЦН. Так, на скважине №7097 куста №323 Урьевского месторождения с наработкой 34 суток после ГРП по ТМС был зафиксирован кратковременный рост температуры, вибрации, и все это сопровождалось ростом давления на приеме ЭЦН. После просмотра и обработки информации провели профилактическую промывку насоса для предотвращения засорения ЭЦН (см. «Контроль засорения ЭЦН с помощью термоманометрических систем»).

ТПП «Лангепаснефтегаз» является динамично развивающимся предприятием, готовым к воплощению новых идей на производстве и испытаниям новых типов оборудования.