Оценка пескообразующих скважин оборудованных УЭЦН

Процесс пескообразования при эксплуатации нефтяных скважин вы­зывается рядом причин, например, наличием слабосцементированных по­род-коллекторов, слабой устойчивостью коллекторских пород фильтрационному размыву, что обуславливает разрушение скелета пласта и поступ­ление частиц песка и глинистых пород на забой скважины .

Пескообразование приводит к значительным осложнениям в ходе эксплуатации добывающих скважин: частично или полностью перекрыва­ется фильтр скважины и снижается ее производительность, выносимые частицы песка способны вызвать заклинивание рабочего колеса в корпусе ЭЦН , прихват подз­емных труб , деформацию колонн и другие последствия , требующие продолжительной и трудоемкой работы бригад текущего и капитального ре­монтов . При этом уменьшается межремонтный период работы скважины , увеличивается себестоимость добываемой нефти и ее недобор , связанный с ремонтными работами. Следствием выноса песка является и отложение песка в наземном оборудовании , трубопроводах .

В настоящее время 159 нефтяных скважин (более 36 % эксплуатационно­го фонда) Приобского месторождения эксплуатиру­ются с повышенным содержанием мехпримесей в добываемой продукции, количество которых колеблется в широком диапазоне от 0.028 до 23.182 г/л . И это является причиной отказа ЭЦН в 16 % всех поломок.

В зависимости от геолого-физических характеристик нефтяных пла­стов , способа эксплуатации добывающих скважин следует отметить ряд особенностей в распределении осложненньх объектов:

- из общего числа скважин с повышенным выносом мехпримесей 44.0 % приходится на продукцию пласта АС12, 23.3 % - на продукцию пласта АС10, 10.7 % - на продукцию пласта АС11, 22.0 % - на скважины совместно эксплуатирующие выше­перечисленные пласты . Однако , относительно численности скважин ЭЦН раз­дельно или совместно эксплуатирующих нефтяные горизонты это распре­деление выглядит несколько иначе: 48.7 % скважин эксплуатирующих пласт АС10 осложнено повышенным пескопроявлением , для пластов АС12 и АС11 эта величина составляет 38.7 и 29.8 % , соответственно; 29,4 % скважин совместно эксплуатирующих вышеперечисленные пласты ослож­нены пескопроявлением .

- анализ динамики выноса мехпримесей из выделенных в отдельную выборку 36 добывающих скважин , на которых проведен гидроразръгв пла­ста и имеются сопоставимые с датой гидроразрыва сведения о количестве выносимых из пласта мехпримесей , показывает, что в результате ГРП на 26 скважинах (72.2 %) наблюдалось увеличение КВЧ, на остальных 10 скважинах (27.8 %) данного явления не отмечено. В результате проведе­ния ГРП наблюдался один (на 15 скважинах – 57.7 %) , либо два (на 11 скважинах – 42.3 %) максимума в изменении количества выносимых мех-примесей. Причем на большинстве - 16 скважинах (61.5 %) максимальный вынос мехпримесей наблюдался через 1 месяц после воздействия на пласт , на 6 скважинах (23.1 %) этот период составил 2-3 месяца , на остальных объектах - 4-6 месяцев .

На вынос механических примесей существенно влияет нестационар­ность параметров эксплуатации скважин : изменение притока жидкости из пласта в скважину и , как следствие , изменение в ее дебите ; простои в ра­боте скважины , вызванные кратковременным отключением электроэнер­гии , проведением ПРС и другими причинами. Зачастую вынос мех примесей связан и с неудовлетворительной подготовкой скважины к освоению после проведения капитального ремонта.

На графиках 4.2.1.1 – 4.2.1.4 представлены зависимости изменения во време­ни дебита и содержания мехпримесей в добываемой продукции для сква­жин, на которых был проведен ГРП графики 4.2.1.1; 4.2.1.2 , либо нет графики 4.2.1.3; 4.2.1.4 .

Полученные результаты указывают на имеющуюся взаимосвязь ко­личества выносимых из скважины мехпримесей с ее дебитом : увеличение дебита , как правило , приводит и к росту содержания мехпримесей в выно­симой скважинной продукции. Так как данное явление свойственно не только скважинам на которых проведен ГРП , так и тем, где гидроразрыв не проводился, то это указывает на то, что вынос песка в большей степени связан с геологическим строением продуктивных пластов, сложенных сла­босцементированными коллекторами. Следует отметить, что из скважин, где проведен гидроразрыв, в среднем выносится в несколько раз больше взвешенных частиц, чем из тех, на которых гидроразрыв не проводился, ибо под воздействием гидроразрыва нарушается устойчивость пород-коллекторов, что приводит к росту содержания мехпримесей в добывае­мой скважинной продукции .

Запуск и вывод скважин на режим после простоя также сопровожда­ется кратковременным увеличением содержания мехпримесей в добывае­мой скважинной продукции, что связано с увеличением де­прессии на пласт. Исходя из этого, что увеличение содержания мехпримесей в добываемой продукции свыше 0,05 % приводит к эрозионному износу металлической поверхности нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, для добывающих скважин Приобского месторождения желательно ограничить вынос мехпримесей уровнем 432-434 мг/л .

Таким образом, к основным причинам повышенного выноса мех­примесей из пластов Приобского месторождения следует отнести:

- наличие слабосцементированных пород-коллекторов неустойчивых к фильтрационному размыву;

- значительный масштаб работ по гидроразрывам нефтяных пластов. нарушающим целостность породы;

- нестабильные режимы эксплуатации добывающих скважин.

Для повышения надежности предлагается конструкция ЭЦН с завихрителем, обеспечивающим круговое движение потока и , тем самым , из-за разности плотностей мехпримесей и жидкой фазы под действием центробежной силы , отделение мехпримесей от перекачиваемой продукции. Очистка продукции от мехпримесей позволит повысить теплоемкость и теплопроводность перекачиваемой жидкости , что способствует увеличению теплоотвода от электродвигателя и повышению надежности насосного агрегата в целом и за счет снижения абразивного износа узлов агрегата.

4.2.2 Парафиноотложения(около 8 % )

Парафиноотложения является причиной отказа УЭЦН в основном в

зимнее время года. В основном парафин откладывается на стенках НКТ у

режимных малодебитных скважин.

Для борьбы с парафином на Приобском месторождении используют 3 способа :

- Тепловой (АДП ) Закачивают горячую нефть ( t = 90 град.) через

затрубное пространство.

- Химический Закачивают хим.реагент Нефрас через

затрубное пространство.

-МеханическийЧерез лубрикатор спускается в НКТ скребок.

АДП Закачивают горячую нефть ( t = 90 ^оС) через затрубное пространство. Одна операция требует нефти в объеме 29 м³ (два автомобиля-ЦР 15 м³ и 14 м³ ) и специальный агрегат для нагрева нефти.

Вся операция занимает 2 –2,5 часа, при не работающем электродвигателе,

запуск его производится через 2 часа после операции.

Закачивают хим.реагент Нефрас через затрубное пространство, при работающем ЭЦН. Подача хим.реагента производится посредством дозатора

( ОЗНА - Дозатор ).

Парафин начинает выпадать на глубине 800м : с 800м до 650м оседает мало парафина, считается что пробка может образоваться с 650м до устья. Скребок

спускают до 650м. Для повышения его массы снизу прикреплен лом весом в

несколько килограмм. Спуск-подъем происходит при работающем ЭЦН. Сам процесс удаления парафина со стенок скважины происходит при подъеме скребка и парафин выносится потоком добываемой жидкости.

Эффективность применения этих методов на Приобском месторождении разная и распределяется следующим образом :

1) АДП ( закачка горячей нефти );

2) Спуск скребка;

3) Закачка хим.реагента Нефрас.