Анализ эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в ТПП «когалымнефтегаз»

   За 6 месяцев  2002 года  произведено 56 ремонтов скважин  оборудованных  ЭЦН из них не отработало гарантийный  срок 17 установок, что составляет 30,35% от общего кол-ва ремонтов. Среднемесячное кол-во преждевременных ремонтов составило 2,83.

   Таким образом, кол-во  преждевременных  ремонтов скважин,  оборудованных  УЭЦН, за 6 месяцев 2003г по отношению  к 2002г увеличилось на 11 скважин. 
 

   Распределение виновности по структурным подразделениям. 

 

   Из  таблицы видно, что количество  УЭЦН не ОГС  по отношению к  2002 году увеличилось на 11 скв. По вине УРС по сравнению с прошлым годом число скважин, не отработавших свой гарантийный  срок, увеличилось на 0,5 скважину. На 1  уменьшились отказы по вине ЭПУ «Сервис" с 4 до 3 шт. По вине подрядных организаций число отказов осталось неизменным 0 шт. Кол-во  отказов по причине "не установлено" осталось неизменным. Кол-во отказов по КЦТБ сократилось до нуля. По ЦДНГ-6 число отказов увеличилось в 3,5 раза (с 4,5 до 16) и составляет почти основную часть всех отказов. Такое резкое увеличение связано с тем, что в 2003 году проводилось большое количество геолого-технических мероприятий и составляет 75% всех отказов закрытых на ЦДНГ-6. 

   Рассмотрим  сравнение основных причин отказов по ЭЦН в ЦДНГ-6 с  прошлым

     годом 

 

   При рассмотрении данной таблицы видно, что основной причиной ремонтов по ЭЦН за 2003 год является проведение  ГТМ. Три скважины закрыли на мех примеси, хотя при расследовании валы установки вращались свободно (R-0 ПЭД) и дебит жидкости был практически неизменным, т.е. снижения подачи не было.

   Повторные ремонты УЭЦН

   За 6 месяцев 2003 года было 3 повторных ремонта: 140/8634 (УРС – нарушение технологии ремонта), 140/8632 (виновник не установлен «лом в скважине»)и 129/7596 (УРС – нарушение технологии ремонта).

   Анализ  работы УЭЦН по коэффициенту подачи 

 

   4. Эксплуатация  скважин  электроцентробежными

   насосами 

   По  состоянию на декабрь 2002 г. в ЦДНГ-6 (Т) находятся в эксплуатации 170 скважин, оборудованных установками ЭЦН. Сравнивая аналогичные показатели за декабрь 2001 г., можно отметить факт прироста количества таких скважин. В частности, в 2001г. их было 160. Это объясняется дренированием продуктивных пластов и увеличением обводненности скважинной продукции.  Учитывая, что общее количество скважин исчерпывается 331, то на долю ЭЦН приходится около 50 процентов, в то же время скважины, оборудованные ЭЦН, дают около 90 процентов добываемой цехом нефти. Установками ЭЦН в ЦДНГ-6 эксплуатируются скважины с дебитом от 18 до 200 м ³ /сут и обводненностью от 1 до 99 процентов. Применяются насосы либо отечественные (ЭЦН 5-25, ЭЦН5-50,ЭЦН 5-80, ЭЦН 5-125 и т.д.), либо американские типа TD или FS. 

   4.1.  Подземное и наземное оборудование 

   К подземному оборудованию относятся:

   а) электроцентробежный насос, являющийся основным исполнительным узлом установки  ЭЦН;

   б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса;

   в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая  из протектора и компенсатора;

   г) токоведущий кабель, служащий для  подачи электроэнергии к ПЭД;

   д) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную  поверхность.

   К наземному оборудованию относятся:

   а) устьевая арматура, служащая для направления  и регулирования поступающей  жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля;

   б) станция управления погружным электродвигателем, через которую осуществляется запуск, контроль и управление работой УЭЦН;

   в) трансформатор, предназначен для регулирования  величины напряжения, подаваемого к  ПЭД;

   г) эстакада, предназначенная для укладки  токоведущего кабеля от устья скважины к станции управления УЭЦН.

   Основное  оборудование графически представлено на рис.1

   В качестве устьевой арматуры часто используется арматура АФК 17-65-140 ( ГОСТ 13846-84 ).

   НКТ диаметром  73 мм марки «Д» и «К» ( ГОСТ 633-80 )

   В условиях высоких пластовых температур при спуске насосов на большие  глубины  рекомендуется применение двигателей повышенной температуростойкости ( ПЭД БВ5, ПЭД ДВ5 ). 
 
 

   

   Рисунок 3 – Установка погружного центробежного насоса:

   1 – гидрозащита; 2 – ПЦН; 3 – кабельная линия; 4 – насосно-копрессорные трубы; 5 – обсадная колонна; 6 – оборудование устьевое; 7 – станция управления (или комплектное устройство); 8 – трансформатор; 9 – электродвигатель; 10 – компенсатор. 

   4.2 Особенности эксплуатации 

   Определяется  рядом факторов, присущих в общем  месторождениям Западной Сибири, конкретно Тевлинско-Русскинскому месторождению и участку разрабатываемому ЦДНГ-6.

   К числу таких факторов следует отнести:

   -   наличие участков интенсивного искривления ствола скважины

   -    вынос механических примесей

   -    интенсивное отложение парафинов  ,и как следствие

   -    высокая температура закачиваемой  воды

   -    постоянная интенсификация добычи  нефти

   -    интенсивное обводнение многих  скважин

   -    низкая температура окружающей  среды

   малая минерализация пластовых вод

   высокий газовый фактор.

   Для Тевлинско-Русскинского месторождения  характерно, что набор зенитного  угла происходит при бурении под  кондуктор. Это делается для того, чтобы в два долбления пробурить кондуктор и спустить обсадную колонну диаметром 245мм во избежание образования желобных выработок; с другой стороны создает серьезные осложнения при их эксплуатации и является причиной многих неисправностей работы ЭЦН: механических повреждений электрического кабеля и остаточных деформаций в рабочих узлах насосного агрегата при спуско-подъемных операциях, а также поломки механической части УЭЦН. Кроме того, определенная часть фонда скважин пострадала в результате таких причин, как полет ЭЦН, либо его прихват.

   Наклонно- направленный профиль вынуждает  определять глубину спуска насоса с  учетом пространственных параметров ствола скважин, в частности определять допустимую кривизну ствола скважины в интервале подвески УЭЦН. При  этом возможность размещения установки в скважине проверяется шаблоном.