КЛАСТЕРНЫЙ АНАЛИЗ НАДЁЖНОСТИ МЕХАНИЗИРОВАННОГО ФОНДА СКВАЖИН: ВЛИЯНИЕ ОБВОДНЁННОСТИ И ВЯЗКОСТИ ПРОДУКЦИИ НА ИНТЕНСИВНОСТЬ ОТКАЗОВ УШГН И УЭЦН

CLUSTER ANALYSIS OF THE RELIABILITY OF THE MECHANIZED WELL STOCK: INFLUENCE OF WATER CUT AND FLUID VISCOSITY ON THE FAILURE RATE OF SUCKER-ROD PUMPING UNITS AND ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMPING UNITS

Salimgaraev Albert Anvarovich

Head of Marketing Department (former graduate student of the Gubkin Russian State University of Oil and Gas), Rimera Group of Companies, Moscow, Russian Federation

Fattakhov Irik Galikhanovich

Director for Enhanced Oil Recovery, Wave and Biotechnologies FATTAKHOV, Doctor of Technical Sciences, TatNIPIneft Institute, Almetyevsk, Russian Federation

Цель работы — на основе статистического анализа базы данных ремонтов эксплуатационного фонда (более 25 000 скважин, 94 000 ремонтных операций) выявить ключевые факторы надёжности механизированного оборудования и разработать систему проактивного управления аварийностью, дифференцированную по типам насосов и условиям эксплуатации. методы — бенчмаркинг НГДУ, стратификация по обводнённости и вязкости, кластеризация методом k-средних. результат — установлены факторы уязвимости УШГН (вязкость) и УЭЦН (обводнённость), выделены три кластера, предложена трёхуровневая система управления надёжностью.

Надёжность оборудования; скважина; штанговый глубинный насос; электроцентробежный насос; обводнённость; вязкость; кластерный анализ; ремонт; проактивное управление

Введение

Обеспечение высокого уровня надёжности нефтепромыслового оборудования на поздних стадиях разработки месторождений является одной из наиболее актуальных задач нефтегазовой отрасли. Рост обводнённости продукции, увеличение доли трудноизвлекаемых запасов, механизация добычи в условиях низких дебитов и повышенной вязкости нефти приводят к многократному увеличению числа внеплановых ремонтов скважин [4, с. 45]. По различным оценкам, прямые потери нефти от простоев и ремонтов на зрелых месторождениях могут достигать 5–8 % годовой добычи, а доля затрат на подземный ремонт в себестоимости нефти превышает 20–30 % [5]. В этих условиях традиционная практика проведения ремонтов по факту отказа становится экономически неэффективной; требуется переход к проактивной модели управления надёжностью, основанной на количественном анализе больших массивов промысловых данных [7].

В настоящей работе на основе базы данных более чем 94 000 ремонтных операций, выполненных на более 25 000 скважинах одиннадцати нефтегазодобывающих управлений (НГДУ) за многолетний период, последовательно решаются задачи: бенчмаркинг НГДУ по аварийности; стратификация ремонтов установок штанговых глубинных насосов (УШГН) и электроцентробежных насосов (УЭЦН) по обводнённости и вязкости продукции; кластеризация эксплуатационного фонда по параметрам дебита, обводнённости и вязкости; формулирование адресных рекомендаций для перехода к превентивной стратегии обслуживания [3]. Информационная база содержит сведения о способе эксплуатации, дебите, обводнённости, вязкости, категории и причине ремонта, а также виде выполненных работ; статистические гипотезы проверялись непараметрическими критериями при уровне значимости 0,05 [8].

1. Бенчмаркинг нгду и структура отказов

Среднее по выборке число ремонтов на одну скважину составило 3,67. Четырёхкратная дифференциация показателя (от 3,03 в НГДУ №И до 4,23 в НГДУ №А) обусловила выделение группы управлений с повышенной удельной аварийностью: №А (4,23 рем./скв.), №Д (3,95), №А0 (3,89), №С (3,78). Эти четыре НГДУ концентрируют 64 % всех ремонтов при 59 % фонда, что обосновывает приоритетность воздействия именно на указанные подразделения [6]. При этом существенны структурные различия фонда: в НГДУ №А доля УШГН достигает 78 %, тогда как в НГДУ №С возрастает доля УЭЦН до 29 % по скважинам, что предопределяет различные доминирующие механизмы отказов в каждом управлении.

Анализ структуры фонда показал абсолютное доминирование механизированных способов добычи: УШГН формируют 68 % фонда и 69 % ремонтов, УЭЦН — 15 % фонда и 17 % ремонтов; фонтанные скважины составляют лишь 3 % фонда. Распределение Парето по причинам отказов выявило, что для УШГН ведущей причиной является обрыв штанги по телу (15,3 % всех ремонтов УШГН), далее следуют негерметичность НКТ в резьбовых соединениях и износ клапанов ШСН. Для УЭЦН на первое место выходят коррозионные повреждения: коррозионные отверстия в НКТ (9,4 % отказов УЭЦН), выход из строя ПЭД и сквозная коррозия корпуса ПЭД, пробой изоляции кабеля. Таким образом, для обоих способов добычи характерна концентрация отказов на ограниченном числе типовых узлов: для УШГН — штанги, НКТ и клапанные пары; для УЭЦН — НКТ, ПЭД и кабельная линия [1,].

2. Влияние обводнённости и вязкости пластовой жидкости на интенсивность и структуру отказов

Совокупность ремонтов по трём наиболее проблемным НГДУ (№А, №С, №Д; 44 398 ремонтных операций) была стратифицирована по обводнённости (до 40 %; 40–75 %; 75–95 %; свыше 95 %) и вязкости продукции в поверхностных условиях (до 10 мПа·с; 10–30 мПа·с; 30–200 мПа·с; свыше 200 мПа·с). Анализ показал фундаментальное различие факторов уязвимости двух доминирующих механизированных способов добычи [2].

Для УШГН 92,8 % ремонтов приходятся на нефти повышенной вязкости и высоковязкие: в группе высоковязких нефтей абсолютное лидерство принадлежит обрывам штанг по телу, отворотам штанг и заклиниванию плунжера, суммарно формирующим более 40 % всех отказов УШГН данной категории. Высокие гидравлические сопротивления при движении вязкой жидкости создают знакопеременные нагрузки на колонну штанг, многократно превышающие расчётные, инициируя усталостные разрушения. Для высокообводненного фонда УШГН дополнительно характерны рост негерметичности НКТ, коррозионных отверстий и ускоренный эрозионный износ клапанных пар.

Для УЭЦН решающую роль играет обводнённость: 91,5 % ремонтов зафиксированы в высоко- и крайне высокообводнённых скважинах, а на высоковязкие и сверхвязкие нефти приходится лишь 19,7 % отказов. Коррозионная составляющая становится доминирующей: на коррозионные отверстия в НКТ, сквозную коррозию корпуса ПЭД и выход из строя ПЭД приходится около 42 % всех ремонтов УЭЦН в обводнённых условиях. Отложения солей в насосе (465 случаев) — прямое следствие смешения пластовых и закачиваемых вод, перенасыщенных солями.

Установленная инверсия полностью согласуется с физическими принципами работы обоих типов насосов: штанговый насос критичен к силам трения и нагрузкам на штанги, тогда как для электропогружной установки главным дестабилизирующим фактором является агрессивная водная фаза, вызывающая коррозию и пробои изоляции.

3. Кластеризация эксплуатационного фонда и проактивная модель управления надёжностью

Методом k-средних в пространстве трёх нормированных переменных (дебит жидкости, обводнённость, вязкость) с определением оптимального числа кластеров по критерию силуэта выделено три эксплуатационных кластера: кластер 1 — фонд сверхвязкой нефти (средняя вязкость 3889 мПа·с, 1 % скважин); кластер 2 — высокопродуктивный высокообводнённый фонд с низкой вязкостью (средний дебит 125,9 м³/сут, обводнённость 89,5 %, 17 % скважин); кластер 3 — низкодебитный фонд с повышенной вязкостью (79 мПа·с) и заметной обводнённостью (58 %), сочетающий оба негативных фактора и охватывающий 82 % фонда. Принадлежность скважины к кластеру определяется критерием минимального евклидова расстояния до центра кластера в пространстве нормированных переменных, что обеспечивает воспроизводимость и возможность классификации новых объектов.

Распределение кластеров по НГДУ подтвердило гипотезу о том, что повышенная ремонтная активность является не столько следствием организационных недоработок, сколько объективным отражением тяжёлых условий эксплуатации. При этом обнаружен феномен НГДУ №И: при доле проблемного фонда 98,3 % (максимальной по выборке) управление демонстрирует одно из самых низких средних чисел ремонтов (3,03), что доказывает возможность эффективного управления надёжностью даже в крайне неблагоприятных условиях и одновременно указывает на высокий скрытый риск, требующий превентивного контроля.

На основе полученных результатов разработана трёхуровневая система принятия решений. Стратегический уровень (по кластерам): для кластера 1 — термостатирование, винтовые насосы, контроль нагрузок; для кластера 2 — коррозионностойкие исполнения УЭЦН, ингибиторная защита, мониторинг изоляции кабеля; для кластера 3 — штанги повышенной прочности (15Х2НМФ, стеклопластик), насосы с износостойкими парами, ингибиторы коррозии и солеотложений, тепловые обработки призабойной зоны. Тактический уровень (по НГДУ): опыт НГДУ №И подлежит бенчмаркингу и адаптации в НГДУ №А и №Е. Оперативный уровень (по скважине): принадлежность к кластеру 3 служит независимым маркером включения скважины в программу усиленного мониторинга (динамометрирование, анализ проб, контроль коррозии) независимо от ремонтной истории. Предложены также количественные маркеры риска: для УШГН сочетание вязкости свыше 50 мПа·с и обводнённости свыше 40 %; для УЭЦН обводнённость свыше 85 %; повторный обрыв штанг на одной скважине в течение 180 суток как сигнал к ревизии типоразмера насоса и материала штанг.

Заключение

Выполненное исследование представляет собой законченный цикл анализа данных эксплуатационного фонда, который от общей статистики отказов через углублённое изучение влияния свойств продукции приходит к типологизации скважин методом кластерного анализа. Научная новизна заключается в установлении количественных связей между геолого-техническими характеристиками скважин, частотой и структурой отказов, а также в выявлении скрытых рисков, не обнаруживаемых традиционным анализом ремонтной статистики. Практическая реализация предложенных дифференцированных рекомендаций способна обеспечить снижение удельной аварийности на 15–25 % в наиболее проблемных НГДУ [15].