Reducing ESP system failures

A major producer operating in Western Siberia used electrical submersible pumping (ESP) systems to produce fluids from a number of wells. The ESPs increased the production rates, but the average run time was severely compromised by the formation of calcium carbonate scale in the pumps.

While the actual run times were dependent on the severity of the scaling of produced water, they were typically on the order of weeks. In some extreme cases, pump failures occurred in a matter of days from replacement and startup. The producer was highly motivated to extend the pump run life, and asked Baker Hughes for a suitable chemical services option.

After reviewing the situation, Baker Hughes and the customer agreed that a scale inhibitor squeeze application treatment would be the most cost-effective strategy to increase the pump run time. In this type of treatment, the scale inhibitor is carefully pumped into a water-producing zone. Adequate preliminary design work ensures successful squeeze treatments in a given field.

Baker Hughes routinely conducts this upfront work, which includes:

• Scale prediction modeling
• Scale squeeze inhibitor selection
• Compatibility with formation water
• Static scale inhibition testing
• Dynamic tube blocking testing
• Emulsion tendency
• Coreflood evaluation
• Squeeze modeling
• Squeeze design

Based on laboratory testing and modeling, an overall squeeze design was developed that targeted a minimum squeeze life of 365 days. The first target well had a history of short ESP run times, averaging 17 days with a maximum run time of 35 days and a minimum of seven days.

Over the course of five months, eight wells in three fields were squeeze-treated. Each well was treated with one of two chemistries identified in prework testing as being most suitable for the given well.

All the wells squeezed to date have greatly exceeded their targeted 365-day treatment life. The first well squeezed was still producing at an effective squeeze life after 556 days.

For all eight wells, an economic evaluation determined the cost-effectiveness of the scale inhibitor squeeze treatment program. The evaluation was based on the assumption that a pump is replaced as soon as it fails (i.e., assumes that there is no waiting required for a workover rig; no lost production).

The average pump run time for each well during its presqueeze period was used to determine the number of interventions each well would have likely sustained in the life of each well's squeeze treatment. The following values were used in the analysis:

Rig hire: US$3,000/day

ESP cost: US$90,000 (refurbished)

Oil price: US$29/bbl

Intervention (no squeeze): four days

Intervention (squeeze): six days

The chart shows the estimated customer value of the squeeze treatments. Significant oil production loss was prevented and workover costs dramatically reduced for each well. (One well workover was assumed for the squeeze treatments.)

In total, the customer realized an estimated net financial benefit of US$20.75 million because of the scale inhibitor squeeze treatments. The treatments delivered at least a 34:1 return on investment ratio.

Крупная нефтедобывающая компания, работающая в Западной Сибири, использовала системы погружных электронасосов (ПЭН) для добычи флюидов из ряда скважин. ПЭН увеличили объем добычи, но среднее время непрерывной работы было серьезно скомпрометировано за счет образования осадка из карбоната кальция в насосах.

Хотя фактическое время работы зависело от степени солеотложения пластовой воды, оно, как правило, измерялось в неделях. В некоторых экстремальных ситуациях сбои насосов случались в считанные дни с момента замены и запуска. Нефтедобывающая компания была весьма заинтересована в продлении срока службы насоса и обратилась к компании "Бейкер Хьюз" для получения соответствующих химических услуг.

После рассмотрения ситуации, "Бейкер Хьюз" и клиент пришли к соглашению, что метод закачивания ингибитора солеотложения будет наиболее экономически эффективной стратегией по увеличению времени работы насоса. При таком методе обработки ингибитор солеотложения осторожно закачивается в зону с пластовой водой. Проведение необходимых предварительных проектных работ гарантирует успешное закачивание на конкретном месторождении.

"Бейкер Хьюз" регулярно проводит такую предварительную работу, которая включает в себя:

• Моделирование с целью прогнозирования солеотложения;
• Подбор ингибитора для закачивания;
• Совместимость с пластовой водой;
• Проведение испытаний статического замедления солеотложения;
• Проведение динамических испытаний закупорки трубы;
• Тенденция эмульсии;
• Оценка заводнения керна;
• Моделирование закачивания;
• Проектирование закачивания.

На основании лабораторных испытаний и моделирования был разработан общий проект закачивания, предусматривающий минимальный срок службы 365 дней. Первая скважина, на которой была выполнена обработка, имела историю непродолжительного времени работы ПЭН, в среднем 17 дней, при этом максимальное время работы составляло 35 дней, а минимальное - семь дней.

В течение пяти месяцев восемь скважин на трех месторождениях были обработаны с помощью метода закачивания. Каждая скважина была обработана одним из двух химических составов, определенных в процессе предварительных испытаний как наиболее подходящих для данной скважины.

Все скважины, в которых было выполнено закачивание, на сегодняшний день значительно превышают запланированный срок службы 365 дней. Первая скважина по-прежнему эффективно работает спустя 556 дней.

Для всех восьми скважин экономическая оценка определяла рентабельность программы закачивания ингибитора солеотложения. Оценка была основана на предположении, что насос заменяли, как только он выходил из строя (т.е. предполагается, что, простой при ремонте не имел место; без потери добычи).

Среднее время работы насоса для каждой скважины до закачивания использовалось для определения числа мероприятий по предотвращению сбоев в работе, которые могут быть проведены в течение жизненного цикла скважины при закачивании. Для анализа были использованы следующие показатели:

• Аренда установки ремонта скважины: $3000/день;
• Стоимость ПЭН: $90000 (восстановленный);
• Стоимость нефти: $29/баррель;
• Мероприятие по предотвращению сбоя (без закачивания): четыре дня;
• Мероприятие по предотвращению сбоя (с закачиванием): шесть дней.

В таблице показана оценочная стоимость для клиента при обработке методом закачивания. Значительные потери добычи нефти были предотвращены, а расходы на капитальный ремонт скважин - резко сокращены по каждой скважине. (Предполагался один ремонт скважины для закаченных скважин.)

В общей сложности, чистая финансовая выгода была оценена клиентом в $20,75 миллионов долларов США благодаря процессу закачивания ингибитора солеотложения. Данный процесс позволил получить коэффициент прибыли на инвестиции по меньшей мере 34:1.