Причины и динамика ремонтов скважин

Основную долю эксплуатационных отказов составляют отложения солей  – почти 30 % от всех ремонтов по данной причине и износ, разрушение коррозионное – 34 % (рис. 2.16).

Рис. 2.16 Основные причины ремонтов по категории «Эксплуатационные отказы»

На рисунке 2.17 видно, что доля эксплуатационных отказов в общем количестве ремонтов уменьшается с каждым годом (с 28,3 % от всех ремонтов в 2007г. до 19,2 % - в 2009г.). Если в 2007 г основную долю эксплуатационных отказов составляли отложения солей – 32 (36 % от причины и 10,2 % от общего количества ремонтов), то в 2008г. больше ремонтов произошло по причине коррозии – 31 ремонт (42,5 % от причины и 11,2 % от всех ремонтов). В 2009г. ремонтов по основным причинам эксплуатационных отказов было примерно одинаковым: 17 ремонтов (31 % от причины и 5,9 % от всех ремонтов)- отложения солей и 19 (34 % от причины и 6,6 % от всех ремонтов) - износ, разрушение коррозионное.

Рис. 2.17 Динамика распределения эсплуатационных отказов и их основных причин по годам

Рассмотрим более подробно основные причины эксплуатационных отказов  и условия работы скважин, на которых  было произведено наибольшее количество ремонтов.

Процесс отложения неорганических солей непосредственно связан с возникновением состояния перенасыщенности водной системы слаборастворимыми солями, в значительных количествах содержащихся в пластовых и попутно добываемых водах. Состояние перенасыщения возникает по ряду причин, связанных с природными условиями – составом пластовых и закачиваемых вод, составом пород продуктивного пласта с условиями разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, особенностями сбора и подготовки нефти и воды [7, стр. 66-67].

Основными причинами, обуславливающими процесс солеотложения, являются:

1. Химическая несовместимость различных пластовых рассолов или технических вод при формировании состава попутных или сточных вод, а также перемешивании попутных вод с прорывными посторонними водами.
2. Выщелачивание пород коллектора с последующим обогащением промысловых вод осадкообразующими ионами.
3. Изменение термодинамических условий, имеющих место в существующей системе добычи нефти.

Рассмотрим условия работы скважин, на которых причиной ремонта были солеотложения в ГНО.

Всего по причине отложения солей было выполнено 65 ремонтов. На залежи 1 было отремонтировано 9 скважин или 11,69 % от фонда скважин по залежи, на залежах 302-303 – 56 скважин (15,2 %).

46 % скважин, вышедших в ремонт, отработали менее 300 суток. На 10 скважинах (15,4 %) наработка составила от300 до 400 суток.

В преждевременный ремонт вышло 6 скважин  эксплуатируемых УШГН.

Наибольшее количество ремонтов по причине отложения солей было выполнено на скважинах, где обводненность составила 70-90 %, однако в процентном соотношении к фонду скважин, работающих с теми же параметрами – больше всего ремонтов выполнено на скважинах с обводненностью 50-70 % (рис. 2.18).

Рис. 2.18 Количество ремонтов в зависимости от обводненности

На скважинах с глубиной спуска насосного оборудования 300-500 м выполнено 24 ремонта (40%) или 17,8 % от фонда. 19 ремонтов (29 %) произошло на скважинах с глубиной спуска ГНО от 500 до 700 м. В 9 случаях (16 % от фонда, работающего с такими же параметрами) отложение солей произошло на скважинах с глубиной спуска ГНО 700-900 м.

С ростом депрессии количество ремонтов уменьшается от 30 - при депрессии  на пласт до 10 атм - до 3 ремонтов - при  депрессии более 50 атм.

Более половины ремонтов – 61,5 % - произошло  на скважинах с дебитом жидкости до 10 м³/сут , из них 16 ремонтов на скважинах с дебитом до 5 м³/сут и 24 ремонта на скважинах с дебитом 5 – 10 м³/сут. На 14 скважинах дебит по жидкости составлял 10 – 15 м³/сут.

Наибольшее количество ремонтов было выполнено на скважинах с рН более 8 – 24 ремонта (89 %), на скважинах с рН 7,5-8 выполнено 24 (40 %).

С увеличением давления на приеме количество ремонтов возрастает до 13 при  давлении 30-40 атм и затем снижается.

Количество ремонтов уменьшается  с 25 (38,5 %) до 5 при увеличением длины хода ТПШ от 0,9 до 3 м и возрастает при увеличении числа качаний (рис. 2.19-2.20).

Рис. 2.19 Количество ремонтов в зависимости от длины хода L

Рис. 2.20 Количество ремонтов в зависимости от числа качаний

Таким образом, наибольшее количество ремонтов по причине солеотложения произошло на скважинах со следующими параметрами работы:

- с наработкой менее 400 суток  – 40 скважин или 61,5 % от ремонтов  по причине солеотложения;

- с обводненностью: 70-90 % - 21 ремонт (29 % от фонда), 50-70 % - 18 ремонтов (36 % от фонда);

- в интервале глубины до 700 метров – 50 ремонтов (77 % от причины и 64,5 % от фонда);

- с депрессией на пласт до 20 атм. – 49 ремонтов (до 10 атм. –  30 рем., 10-20 атм. – 19 рем.) или 75,4 % от причины и 36,3 % от фонда

- с дебитом жидкости от 5 до 10 м³/сут – 37 % от ремонтов по причине солеотложения;

- с длиной хода ТПШ до 1,5 м  – 25 ремонтов (38,5 % от причины и  17,12 % от фонда);

- с числом качаний от 3 до 4,5 –  30 ремонтов (46 % от причины и 69 % от фонда);

- с рН от 7,5 до 8,5 – 50 ремонтов (77 %).

Рассмотрим ремонты, произошедшие по причине износа, разрушения коррозионного.

Промысловое оборудование работает при  одновременном воздействии нескольких факторов: коррозионной среды, механических напряжений (растягивающих, знакопеременных  и др.), трения, давления, температуры  и др. Суммарное воздействие всех факторов превышает сумму воздействия каждого из них в отдельности. При этом не только усиливается скорость коррозии, но и меняется также характер разрушения металла.

Наиболее важные факторы, влияющие на характер и скорость коррозии нефтепромыслового оборудования:

• состав и свойства нефти и извлекаемой вместе с ней пластовой воды, содержание газов H₂S, CO₂, O₂;
• состав и свойства нефтяного газа и содержание в нем воды и коррозионно-активных примесей (H₂S, CO₂ и др.);
• соотношение фаз нефти и воды, газа и воды и характер распределения фаз между собой;
• состав и физико-химические свойства защитных пленок органического и неорганического происхождения на поверхности металла (смолы, парафины, сульфиды железа, карбонаты Ca, Mg, Fe);
• наличие и природа абразивных частиц [8].

К эксплуатационным параметрам относятся:

тип скважины и способ добычи нефти;

давление на забое и устье  скважины и распределение его  по стволу;

гидродинамические параметры движения газонефтеводяного потока.

Рассмотрим условия работы скважин, вышедших в ремонт по причине износа, разрушения коррозионного.

Всего по данной причине было выполнено 74 ремонта – 34,1 % от эксплуатационных отказов. Наибольшее количество ремонтов (93,24 % от количества ремонтов по причине  и 18,75 % от фонда) выполнено на залежах 302-303, 4 ремонта (5,4 % от причины и 5,2 % от фонда) – на залежи 1 и 1 ремонт на залежи 201.

На скважинах, эксплуатируемых  установками ШГН, выполнено 63 ремонта, на скважинах с ЭЦН – 11 ремонтов. Но по отношению к соответствующему фонду, процент выхода в ремонт УЭЦН выше и составляет 32,4 % (ШГН – 14,2 %).

Более половины скважин – 48 или 65 % от причины ремонта - отработало менее 500 суток. Из них на 17 скважинах (23 %) наработка  составила от 300 до 400 суток, а на 14 (20 %) - 220-300 суток. Преждевременному ремонту подверглись 5 скважин (6,7 % от причины).

В преждевременный ремонт вышло 8 скважин, из них 1 скважина эксплуатировалась  ШГН и 7 скважин – УЭЦН.

Максимальное количество ремонтов произведено на скважинах с рН от 8 до 8,5 – 34 ремонта или почти 46 % от причины ремонта. С рН от 7,5 до 8 выполнено 28 (37,8 %) ремонтов.

На скважинах с обводненностью 50-70 % выполнен 21 ремонт - 28,4 % от причины  или 42 % от фонда скважин, работающих при данной обводненности (рис. 2.21). 19 ремонтов (25,7 % от причины и 26,39 % от фонда) выполнено на скважинах с обводненностью 70-90 % и 17 ремонтов на скважинах с обводненностью более 95 %.

Рис. 2.21 Количество ремонтов в зависимости от обводненности

Более половины ремонтов, причиной которых является износ, разрушение коррозионное, выполнено на скважинах, глубина спуска ГНО на которых не превышает 500 м. Из них 19 ремонтов (25,67 % от причины и 95% от фонда) с глубиной спуска ГНО до 300 м и 29 ремонтов (39,2 % от причины и 21,48 % от фонда) с глубиной спуска ГНО от 300 до 500 м. На 6 скважинах (26 % от фонда) глубина спуска ГНО составила более 1100 метров.

Больше всего ремонтов произведено  на скважинах с давлением на приеме 30-40 атм. – 21 ремонт (28,4 %) и 20-30 атм. – 17 ремонтов (23 %).

С увеличением диаметра насосов  растет и количество ремонтов.

В зависимости от соотношения числа  качаний N к длине хода L количество ремонтов растет с увеличением отношения N/L.

Максимальное количество ремонтов (40,5 % от причины и 19,4 % от фонда) выполнено на скважинах с депрессией до 10 атм.

Таким образом, наибольшее количество ремонтов по причине износ, разрушение коррозионное было выполнено на скважинах 302-303 залежи и работающих со следующими параметрами:

- способ эксплуатации – УЭЦН: 11 скважин или 64,7 % по отношению к фонду, причем на 7 скважинах – ПВР;

- обводненность 50-70 % - 21 ремонт (28,4 %) или 42 % от фонда скважин с  обводненностью 50-70 %;

- глубина спуска ГНО до 500 м  – 48 ремонтов (65 %);

- рН 8-8,5 – 34 ремонта (46 %), рН 7,5-8 –  28 ремонтов (38 %);

- отработавшие менее 400 суток  – 36 ремонтов (48,6 %);

- диаметр насосов 44 мм – 26 ремонтов (35 %) или 21,14 % от фонда  скважин работающим с таким  же диаметром насосов;

- отношение N/L от 2 до 3 – 20 ремонтов;

- давление на приеме насоса  от 30 до 40 атм. – 21 ремонт (28,4 %);

- депрессия на пласт до 10 атм  – 30 ремонтов (40,5 %) или 19,4 % от фонда;

Основные причины ремонтов по категории «Отказы оборудования» и их количество показаны в таблице 2.8.

Таблица 2.8

Отказ оборудования

Причина ремонта	кол-во рем., шт	% к общ. кол-ву рем., шт	Кол-во рем. в завис. от причины, %
Выход из строя кабеля	2	0,23	0,87
Изнoc клaпaнныx узлoв шcн	20	2,28	8,70
Изнoc нacoca	15	1,71	6,52
Изнoc плунжepнoй пapы  шcн	2	0,22	0,87
Изнoc рeзьбы HКТ	1	0,11	0,43
Износ статора винтового  насоса	5	0,57	2,17
Износ, разрушение механическое	5	0,57	2,17
Нeгерметичность НКТ	96	10,93	41,74
<p class="