Анализ работы и оптимизации скважин, оборудованных УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении

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.

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.

3.4 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%).

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

Таблица 3.3 Распределение ремонтов по вине предприятий

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:

Уменьшилось количество преждевременных ремонтов УЭЦН по причине засорениям механическими примесями на 1,5 ремонт в месяц, по причине солеотложения на 1 ремонт в месяц

Увеличилось количество преждевременных ремонтов УЭЦН по причине ГТМ (на 2 рем. в 2000 году до 11 ремонтов в 2001 ). Общая наработка по проведенным в 2001 году ГТМ на скважинах НОГС составляет 261,7 суток. При подсчете проведения ГТМ получен прирост 143 тонны, в среднем на 1 скважину прирост 20 т/сут.

В целом можно заметить, что количество преждевременных ремонтов в период с 1998 по 2001 год увеличилось в 2 раза, за счет проведения ГТМ на скважинах НОГС. Если рассмотреть количество преждевременных ремонтов без ГТМ, то видно снижение количества ремонтов по вине, как ЦДНГ, так и подрядных организаций.

3.5 Методы борьбы с осложнениями при эксплуатации УЭЦН

Для борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, предлагается следующее:

1. Для снижения количества подъемов насосных установок по причине не герметичность подвески НКТ рекомендуется менять старую подвеску НКТ на новую и вести учет о количестве произведенных спускоподъемных операций т.к. в основном полеты по узлам подвески происходят из-за старения подвески НКТ, а также повысить качество работы бригад ПРС.

2. Рекомендуется внедрять углепластиковые рабочие органы, которые повышают чистоту поверхности проточных каналов рабочего колеса и повышают гидродинамические характеристики насоса. Также углепластиковые рабочие органы легче в 7 раз чугунных рабочих органов, что понизит вибрацию насоса т.к. вибрация является основной причиной всех видов расчленений.

3. Для борьбы с солеотложениями рекомендуется применять углепластиковые рабочие колеса и обработка скважин ингибиторами солеотложений, например, реагентами типа ТХ - 1312 и ХПС - 001 Когалымского завода химреагентов.

При осложнении эксплуатации скважин парафиноотложениями следует применять механический способ борьбы, такой как спуск механических скребков и применять двухступенчатую подвеску УЭЦН.

Заключение

1. Из всего фонда скважин 63% приходится на скважины, оборудованных УЭЦН, а 37% фонда оборудованных установками ШГН. Средний дебит по жидкости скважин, оборудованных УЭЦН, составляет 83м³/сут, а средний дебит по жидкости скважин, оборудованных ШГН, составляет 15,0м³/сут. Из выше изложенного следует, что значительная добыча нефти приходится на скважины, оборудованные УЭЦН, то работы, связанные с повышением эффективности этих установок, являютсякрайне актуальными.

2. Выполнен анализ эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, на Южно-Ягунском месторождении. Результаты анализа показали, что основными причинами аварийности установок являются:

- старение оборудования;

- увеличение осложненного фонда (механические примеси, парафиноотложения, солеотложения, рост обводненности продукции скважин);

- рост малодебитного фонда.

Средний МРП по скважинам, оборудованным УЭЦН, составляет 435суток.

А также был проведен анализ ремонтов УЭЦН не отработавших гарантийный срок. Результаты показали ( рис. 3.2 ), что количество скважин не отработавших гарантийный срок в период с 1998 по 2001 год значительно сократилось за счет общего количества ремонтов, а также за счет совершенствования расчетов по подбору оборудованию, повышения качества монтажа установки и спуска её с учетом кривизны скважины, газовым фактором и т.д.

3. Для борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин, оборудованных

УЭЦН, рекомендуется проведение следующих мероприятий:

- применение износостойких, антикоррозионных рабочих органов

в насосных установок, в частности углепластиковых;

- обработка скважин ингибиторами солеотложений, парафиноотложений и применение рабочих органов насосов со специальным покрытием или выполненных из специальных материалов;

- применение поднасосных газосепараторов и диспергаторов;

- применение механических скребков для борьбы с парафиноотложениями.

Список использованных источников

Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела, Уфа 2001 г.

Алекперов В.Ю. Первому всегда трудно. Нефть, 1994.

3. Отчет по теме «Технологическая схема разработки Южно-Ягунского месторождения».

Проектные и фактические показатели разработки по госплановской форме залежей и объектов месторождений НГДУ «Когалымнефть».

Отчет по механизированному фонду НГДУ «Когалымнефть» за 2001 г.

Нефтепромысловое оборудование: Справочник / Под ред. У.И. Бухаленко.

Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Бойко В.С. 1990

Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин. М. Недра 1986.

Технология и техника добычи нефти. Щуров В.И.. М. Недра 1983

Расчеты в добыче нефти Юрчук А.М., Истомин А.З. - М. Недра 1979

Нефтепромысловая геология. М.М. Иванова. М. Недра 1983

Охрана окружающей среды. Шарипов А.П. - Ленинград 1978

Безопасная эксплуатация нефтепромысловых объектов. М. Недра.1990

Экологический паспорт НГДУ «Когалымнефть» за 2001 год.

Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно - технического прогресса в нефтяной промышленности. РД-39-01/06-000-89-М; МНП, 1989.

Размещено на Allbest.ru