25156 (Южно-Ягунское нефтяное месторождение), страница 10

- необходимость надёжной механической связи привода с насосом в скважине;

- ограниченность количества возвратно-поступательных движении плунжера насоса;

- низкий КПД насоса из-за потерь механической энергии на деформирование деталей конструкции;

- ограниченность применения на искривлённых скважинах;

- ограниченность по подаче насоса;

Поэтому, при выборе способа эксплуатации скважины с дебитом по жидкости равным 60 м³/сут., предпочтение было отдано бесштанговому способу эксплуатации, в частности с применением установки электроцентробежного насоса. Кроме того применение УЭЦН при дальнейших этапах разработки месторождения позволит применить форсированные методы отбора пластовой жидкости.

Эксплуатация скважин бесштанговыми насосами занимает на современном этапе развития отечественной нефтедобывающей промышленности особое место. Достаточно сказать, что из основных типов бесштанговых установок: установок погружных центробежных электронасосов (УПЦЭН), установок гидравлических поршневых насосов ГПН) и установок винтовых электронасосов (УВЭН) – на долю УПЦЭН ходится примерно половина всей добываемой в отрасли жидкости. Эксплуатация скважин бесштанговыми установками характеризуется некоторыми особенностями, связанными с принципом действия и конструкцией самих установок.

При подборе установки выбирают такие типоразмеры насоса, электродвигателя с гидрозащитой, кабеля, трансформатора, диаметра НКТ, а также глубину спуска насоса, сочетание которых обеспечивает освоение скважины и необходимую норму отбора ( номинальный дебит ) жидкости из нее в установившемся режиме работы системы скважина - установка при наименьших затратах.

5 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

5.1 Характеристика фонда скважин, оборудованных УЭЦН

В настоящие время добыча нефти на Южно - Ягунском месторождении осуществляется механизированным способом.

На 01.01.2002 года эксплуатационный фонд ЦДНГ-1 Южно - Ягунского месторождения составил, 174 скважины. Из эксплуатационного фонда в действии находятся 151 скважина, в бездействии 23 скважины. Из всего эксплуатационного фонда скважины, оборудованные УЭЦН, составляют 137 скважин, а скважины, оборудованные ШГН, составляют 37 скважин.

В простаивающем фонде находятся 6 скважин, оборудованных УЭЦН, скважин оборудованных ШГН в простое нет. Отсюда следует, что на 01.01.2002 года количество скважин, дающих продукцию, составляет 126 скважин оборудованных УЭЦН и 19 скважин оборудованных ШГН. Количество скважин, относящиеся к системе поддержания пластового давления, составляет 56 скважин, из них в простое находится 2 скважины. Из всего фонда ликвидировано 12 скважин и 15 скважин относятся к пьезометрическим. Общий фонд скважин ЦДНГ-1 Южно - Ягунского месторождения составляет 334 скважины.

Средний дебит по скважинам, оборудованным УЭЦН, по жидкости составляет 83м³/сут, по нефти 31,3 т/сут, а средний дебит по жидкости скважин, оборудованных ШГН, составляет 15м³/сут, по нефти 1,9 т/сут.

На долю УЭЦН приходится 63% эксплуатационного фонда. Наибольшие количество установок приходится на ЭЦН-50, затем ЭЦН-80 и ЭЦН-40. На участке используются также импортные установки DN-280, DN-450, DN-610, DN-800. Фонд скважин оборудованных УЭЦН эксплуатируется со сравнительно высокими динамическими уровнями и требует значительной оптимизации. Наибольшею оптимизацию в целом на участке необходимо провести по фонду отечественных установок. Глубина подвески насосных установок составляет в среднем 1600-2100 метров.

В фонде скважин, оборудованных ШГН, на долю отечественных ШГН приходится 89% скважин, на долю импортных 10%. Хотя по ШГН динамические уровни в целом достаточно низкие, здесь имеется потенциал для их оптимизации. Используются как не вставные, так и вставные ШГН. Станки-качалки типа СКД и импортные Vulcan. Глубина подвески ШГН составляет 1100-1600 метров. Используются также хвостовики.

Применение УЭЦН позволяет вводить нефтяные скважины в эксплуатацию как непосредственно после бурения, так и при переводе с фонтанного способа добычи нефти на механизированный способ.

Применение УЭЦН позволяет эффективно разрабатывать месторождения, находящиеся на поздней стадии эксплуатации, когда форсированные режимы работы являются одним из решающих факторов, существенно влияющих на объемы добычи нефти.

Наличие штанговой колонны, сложная кинематика станка, необходимость использования тяжелого оборудования при эксплуатации высокодебитных скважин сужают область применения штанговых установок. На промыслах широко распространены установки с погружными центробежными электронасосами (УПЭЦН), позволяющие при большой подачи развивать высокий напор, достаточный для подъема нефти с больших глубин.

5.2 Анализ эффективности работы и причины отказов УЭЦН

По результатам работы фонда ЭЦН основными причинами снижения наработки на отказ в условиях Южно - Ягунского месторождения является:

1. старение оборудования скважин;

2. увеличение осложненного фонда скважин;

3. рост малодебитного фонда скважин.

Старение оборудования скважин, в первую очередь сказывается на герметичности НКТ. Из 29 ремонтов ЭЦН, не отработавших гарантийный срок, 3 отказа связано с не герметичностью НКТ. Не герметичности обычно выявляются на НКТ73В, и их характер – отверстия (трещины) по телу. Реальный единственный способ борьбы с этим является замена НКТ на новые.

При работе со скважинами, оборудованными ЭЦН, факторами, осложняющими их эксплуатацию в наших условиях, являются АСПО, механические примеси и солеотложения.

За год фонд ЭЦН, осложненных парафиноотложениями, составляет 74 скважины. Механизм борьбы с ними является механический способ, т.е. спуск механических скребков, но он не совершенен, так как возникают проблемы со скребками, особенно в зимний период (полеты и прихваты) и невозможно их спускать при низких температурах. Для предотвращения полетов скребков, начали внедрять противополетные муфты. В дальнейшем, по мере роста малодебитного фонда скважин проблема парафиноотложений будет усугубляться, и сегодня ясна необходимость отработки других способов по борьбе с данной проблемой.

При эксплуатации скважин на Южно- Ягунском месторождении становится вынос механических примесей. Они влияют в первую очередь на износ рабочих органов. По этой причине в ЦДНГ – 1 отказала одна установка и его наработка на отказ составила 266 суток. В большинстве случаев, это скважины, на которых недавно была проведена оптимизация работы скважины. На данный момент эта проблема решается путем перехода на износостойкое оборудование. Следующая по актуальности проблема при эксплуатации скважин становится солеотложение. Так в течение 2001 года по этой причине по ЦДНГ-1 отказало 2 установки со средней наработкой 174суток. Борются с этой проблемой путем обработок:

• обработка ПЗП;

• закачка ингибитора солеотложения в затрубное пространство рабочей скважины.

Проведем некоторый анализ за 2001 год и выведем основные причины отказов УЭЦН. За 2001 год по причинам отказа УЭЦН подняли 29 установок. Причины отказа были следующими: снижение изоляции, снижение подачи, нет подачи, и по причинам проведения геолого-технических мероприятий. На рисунке 5.1 показаны основные причины подъемов УЭЦН.

Рисунок 5.1 Основные причины подъемов УЭЦН.

Рассмотрим эти отказы более подробно, т.е. из-за чего они возникают.

Снижение изоляции может происходить по следующим причинам: порыв диафрагмы компенсатора, некачественный ремонт гидрозащиты, повреждения кабеля, полеты как по узлам УЭЦН, так и по узлам подвески. Эти причины выясняются непосредственно при смене насоса или при расследовании его, т.е. в процессе его разборки.

Снижение подачи возникает по следующим основным причинам: износ рабочих органов, слом вала, солеотложения, негерметичность НКТ.

5.3 Анализ ремонтов УЭЦН не отработавших гарантийный срок

По фонду УЭЦН было произведено 493 ремонтов в т.ч. 206,5 не отработавших гарантийный срок, или 41,89%.( 1998 год -142 ремонтов т.ч. не отработавших гарантийный срок 85 или 59,9%, 1999год - 148 ремонтов в т.ч. не отработавших гарантийный срок 62,5 или 42,2%, 2000 год- 94 ремонтов в т.ч. не отработавших гарантийный срок- 27 или 28,7%, 2001 год – 109 ремонтов в т.ч. не отработавших гарантийный срок – 32 или 29,4%).

На рисунке 5.2 приведены данные по ремонтам скважин и не отработавших гарантийный срок ремонтов по Южно-Ягунскому месторождению ЦДНГ-1.

Рисунок 5.2 Данные по ремонту скважин не отработавшие гарантийный срок

Из рисунка 5.2 видно, что количество скважин не отработавших гарантийный срок в период с 1998 по 2001 год значительно сократилось.

По причинам виновности ремонты по Южно-Ягунскому месторождению ЦДНГ-1 распределились следующим образом:

Таблица 5.1 Распределение ремонтов по вине предприятий

Рисунок 5.3 Ремонты не отработавшие гарантийный срок по вине предприятия на Южно-Ягунском месторождении ЦДНГ-1

За рассматриваемый период по НГДУ «Когалымнефть» ЦДНГ-1 произошло уменьшение количества ремонтов не ОГС со 85 до 32.

Анализируя распределение ремонтов по виновности структурных подразделений можно отметить:

По НГДУ "Когалымнефть"ЦДНГ-1 за 12 месяцев 2001 года произведено 14,5 ремонтов УЭЦН не отработавших гарантийный срок. что составляет 46,3% от общего количества ремонтов. Среднемесячная величина по сравнению с 1998 годом уменьшилась на 1,08 и составила 2,42 ремонта в месяц. Выход из строя УЭЦН не ОГС по вине ЦДНГ довольно высок и составляет 46,3 % от общего количества преждевременных ремонтов.

• Уменьшилось количество преждевременных отказов УЭЦН по вине КЦТБ (на 0,17 рем. в месяц), по вине ЛЭС (на 1,76 рем. в месяц).

• Произошло снижение количества преждевременных отказов УЭЦН по вине УРС (на 0,9 рем. в месяц), по вине подрядных организаций (на 0,21 рем. в месяц), по не установленным причинам преждевременных отказов установок УЭЦН (на 0,67 рем в месяц).

Рассматривая ремонты УЭЦН, не отработавших гарантийный срок по разделу ЦДНГ, можно выделить несколько моментов: