Динамика МРП скважин оборудованных ШСНУ и разработка мероприятий по увеличению МРП на примере НГДУ «Лениногорскнефть»Динамика МРП за 4 период с 2010 -2013 год изложена в таблице 3. Таблица 3. Динамика МРП, сут.
Как видно из таблицы, динамика МРП с каждым годом возрастает начина я с 2010 года она была 769, а уже в 2011 году составляет 897, 2012 году 1065 и наконец в 2014 году она составила 1062. Увеличение МРП в первую очередь связано с работой фонда скважин, уменьшение количества ремонтов, особенно по причине отказов оборудования и эксплуатационных отказов. Чтобы увеличить МРП работы скважины, нужно обеспечить работу скважины на установленном технологическом режиме. При этом основной задачей является непрерывное совершенствование и рационализация подземного ремонта скважин, автоматизация и механизация трудоемких процессов. МРП (межремонтный период) работы скважины - это период фактической ее эксплуатации между последовательно проведенными текущим и подземным ремонтами, он рассчитывается в сутках, отдельно по скважине, по нефтепромыслу, в целом по НГДУ за квартал, полугодие или год. Время, которое отведено на ремонт скважины; в МРП не включается. М=Т/П, (22) где Т- число скважино - дней, отработанных за прошедший условный период; П - число текущих ремонтов за то же время по всем действующим скважинам При подсчете МРП учитываются все произведенные ремонты скважин, связанные с неисправностью или отказом скважинного оборудования, с проведением ГТМ, ремонты, выполняемые силами бригад КРС НГДУ, связанные с ликвидацией аварий. За отработанное время считается время работы скважин с учетом времени накопления. При учете ремонтов для подсчета МРП не учитываются: - ремонты на бездействующем фонде (бездействие с предыдущего года); - ремонты по нагнетательным, наблюдательным, пьезометрическим, поглощающим скважинам, скважинам дающим техническую воду; - ремонты по скважинам, вводимым из бурения, освоения, Чтобы увеличить МРП работы скважины, необходимо обеспечить работу скважины на установленном технологическом режиме. При этом основной задачей является непрерывное совершенствование и рационализация подземного ремонта скважин, автоматизация и механизация трудоемких процессов. Основные пути по повышению МРП можно выделить 6 основных группы: 1. Снижение ремонтов по причине обрывов/отворотов штанг. - Подбор ГНО осуществлять в строгом соответствии с добывными возможностями скважины, предоставляемыми геологической службой НГДУ; - Для предотвращения обрыва штанг из-за коррозии максимально внедрять штанги класса "К"; - При выходе скважин в ОПРС производить оптимизацию параметров СКН (минимальный диаметр насоса и число качания, максимальная длина хода); - Обеспечить постоянный мониторинг нагрузок для предотвращения обрывов штанговых колонн; - На скважинах с высокими динамическими уровнями продолжить внедрение УШГН с укороченными подвесками; - На всех скважинах при наборе кривизны более 8 градусов на 100 метров внедрять скребки-центраторы с последующим монтажом ШВЛ.
Рисунок 4. Штанговращатель с червячным механизмом вращения: 2. Снижение ремонтов по причине солеотложений - Производить разовые заливки и подачу в затрубное пространство скважин устьевыми дозаторами ингибиторов солеотложения СНПХ-5313, СНПХ-5312, АКВАТЕК; - Обеспечить 100%-е выполнение графиков обработок скважин по предотвращению отложения солей; - Произвести испытания эффективности капиллярных систем подачи ингибиторов солеотложения на скважинах склонных к солеотложениям. - Для борьбы с отложениями гипса мы предлагаем применять ингибитор солеотложения СНПХ-5312Т, предназначенный для защиты скважины и нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата кальция в условиях минерализации попутно добываемых вод. Он представляет собой нейтральную форму, хорошо растворимую в воде, стабилен и не оказывает вредного воздействия на качество нефтепродуктов в процессе их добычи, транспортировки и переработки. Для этого под глубинный насос 2 подвешивается хвостовик 1, состоящий из НКТ диаметром 73 мм. Открывается атмосферная затрубная задвижка 7, через которую в межтрубное пространство подается 100 кг реагента СНПХ-5312Т, после чего атмосферная затрубная задвижка 7 закрывается. Скважина в течении 24 часов работает на себя (согласно технологии обработки скважины ингибитором СНПЧ-5312Т), т.е. жидкость весте с реагентом отбирается глубинным насосом 2 через хвостовик 1 и поступает в НКТ, по которым поднимается на устье скважины и через задвижку 5 поступает в манифольдную линию. Вследствие того, что линейная задвижка 6 на манифольде закрыта, жидкость через открытую затрубную задвижку 4 попадает в межтрубное пространство и отпускается на забой скважины. Такую обработку достаточно проводить 3 раза в год. Это позволит увеличить межремонтный период скважины. Благодаря небольшой стоимости (32300 руб./т) и малой потребности в нем (300 кг в год, 3 обработки * 100 кг на обработку) достигается значительная экономка.
Рисунок 5. Схема закачки реагента. 3. Снижение ремонтов по причине образования ВНЭ - Обеспечить 100% выполнение графиков обработок скважин по предотвращению образования ВНЭ; - Обеспечить 100% выполнение графика профилактических промывок скважин. 4. Снижение ремонтов по причине засорения. - При изменении гидродинамических условий (Ндин низк) обеспечить своевременное изменение параметров СКН и разработку мероприятий по восстановлению коллекторских свойств пластов; - Продолжить внедрение уловителей (собственной конструкции) для предотвращения засорения насосов кордоволокном и продуктами коррозии. - Внедрить песочные якоря (сепараторы) и фильтры, устанавливаемые у приема насоса, осуществляют сепарацию песка от жидкости. Работа песочных якорей основана па гравитационном принципе. В якорях прямого и обратного действия (рис. 2) жидкость изменяет направление движения на 180°, песок отделяется под действием силы тяжести и осаждается в песочном «кармане», при заполнении которого якорь извлекают па поверхность и очищают. Условием эффективной работы является существование в якоре скорости восходящего потока жидкости, меньшей скорости осаждения песчинок. По опытным данным А.М. Пирвердяна якорь обратного действия значительно эффективнее якоря прямого действия, так как благодаря насадке увеличивается скорость нисходящего потока жидкости с песком. Песочный якорь прямого действия одновременно является газовым якорем. Применение песочных якорей — не основной, а вспомогательный метод борьбы с песком. Этот метод эффективен для скважин, в которых поступление песка непродолжительно и общее количество его невелико.
Рисунок 6. Принципиальные схемы песочных якорей прямого (а) и обратного (б) действия и газопесчанного (в) якоря. 1 – эксплуатационная колонна; 2 – слой накопившегося песка; 3 – корпус; 4 – приемная труба; 5 – отверстия для ввода смеси в якорь; 6 – труба для ввода смеси; 7 – трубки для ввода жидкости и песка. Противопесочные фильтры, устанавливаемые у приема насоса, предупреждают поступление в насос песчинок средних и крупных размеров (более 0,01 мм в зависимости от соотношения размеров песчинок и каналов материала фильтра). Известны сетчатые, проволочные, капроновые, щелевые, гравийные, металлокерамические, цементно-песчано-солевые, песчано-пластмассовые, пружинные и другие фильтры. По данным А.М. Пирвердяна лучшими являются сетчатые фильтры с размерами ячеек 0,25х1,56 мм. Вследствие быстрого засорения (забивания, заиливания) Противопесочные фильтры не нашли широкого распространения. Их целесообразно помещать в корпус с «карманом» для осаждения песка (не образуется забойная пробка, уменьшается скорость заиливания) или сочетать с песочным якорем. 5. Повышение качества освоения скважин после ремонта. - Внедрить разработанную ТТДН компьютерную программу по освоению скважин; - Обеспечить неукоснительное выполнение следующих мероприятий при проведения работ по освоению скважин: а. Ежедневный отбор проб после запуска на обводненность и плотность б. При проявлении «своей» жидкости переводить скважину в «освоение без потерь» в. Не допускать освоения скважин с «потерями» более 3-х суток г. Обеспечить ежедневный контроль за Нд при освоении «без потерь» д. Не допускать снижения Нд при освоении ниже Нд гран. 6. Снижение ремонтов по причине образования АСПО. - Внедрить глубинные дозаторы. В настоящее время дозировка реагентов для внутрискважинной обработки продукции скважин ведется через затрубное пространство, путем подачи их устьевыми дозаторами. Это может быть неэффективно, если реагент легче добываемой продукции. Также реагент в затрубном пространстве растекается по стенкам скважины, что ведет к его перерасходу, особенно при низких динамических уровнях. В этих условиях разработан глубинный дозатор, который предлагается для подачи реагента на прием насоса ШГН. Дозатор устанавливается на прием насоса и состоит из следующих основных частей: Фильтр с форсункой Контейнер, которым служит обыкновенная НКТ Полый поплавок с уплотнительной резинкой, который является разделителем реагента от пластовой жидкости. Клапан Клапан предназначен для предотвращения попадания скважинной жидкости в полость НКТ-контейнера при спуске ГНО с дозатором в скважину. Это обеспечивает предохранение от преждевременного выдавливания реагента из НКТ - контейнера. На рисунке 7, изображена схема глубинного дозатора. Рисунок 7, схема глубинного дозатора. Другие мероприятия: 1. Производить работы по очистке эксплуатационных колонн. 2. Внедрить стационарные скребки ПАДУ по очистке НКТ. 3. Мероприятия по оптимизации проводить при выходе скважины в ремонт. 4. Для глушения скважин с низким коэффициентом продуктивности использовать ГЭР. 5. Осуществлять более качественную промывку скважин при приеме скважины из бурения, после проведения работ по ПНП, КРС, ПРС; 6. При отбраковке НКТ на трубной базе, отбраковывать НКТ с колбовым стеклом; 7. При проведении технологических операций использовать специально подготовленные и очищенные от грязи автоцистерны; 8. Внедрить ШВЛ на скважинах, оборудованных скребками центраторами и с высоковязкой жидкостью; 9. Проводить обработку забоев скважин методом свабирования 10. Проводить анализ изменения нагрузок на полировальный шток в скважинах с аномальным набором кривизны до и после внедрения центраторов.
|
