 |
Распределение коэффициента подачи ЭЦН на Хохряковском месторождении
|
|
|
|
| Коэффициент подачи | 0,1 - 0,4 | 0,4 – 0,7 | 0,7 – 1,2 | Более 1,2 | Всего |
| Количество скважин: шт % | 49 11 | 69 17 | 175 61 | 39 11 | 332 100 |
Из 49 скважины, работающих с Кподачи от 0,1 до 0,4 основное количество (25скважин) находятся в периодической эксплуатации. По скважинам №№ 154, 278, 1030, 916, 902 и 3503 рекомендуется провести ревизию подземного оборудования и НКТ. Перечень скважин, работающих с Кподачи больше 1,2, приведен в таблице 3.6.7. Из них для оптимизации на больший типоразмер ЭЦН оптимизировали скважины №№ 130,, 705, 163, 785, 1059
Таблица 5.6.
Перечень скважин с Кподачи более 1,2
| №№ скв. | Тип насоса | Кподачи | Qжидкости | Рпласт, МПа | Ндин, м | Глубина спуска насоса |
| 702 | ЭЦН 50-2100 | 1,7 | 65 | 20,5 | 1683 | 2300 |
| 130 | TD-650-2100 | 1,4 | 100 | 17,9 | 1332 | 2380 |
| 705 | ЭЦН-160-2100 | 1,6 | 123 | 18,3 | 2167 | 2400 |
| 707 | TD-850-2100 | 1,5 | 114 | 16,5 | 1124 | 2260 |
| 163 | ЭЦН-160-2150 | 1,5 | 82 | 18,2 | 1899 | 2350 |
| 185 | ЭЦН 25-2100 | 1,4 | 29 | 20,0 | 1820 | 2245 |
| 818 | ЭЦН 80-2100 | 1,4 | 87 | 18,2 | 2192 | 2340 |
| 166 | ЭЦН 50-2100 | 1,4 | 42 | 19,5 | 1523 | 2150 |
| 834 | ЭЦН 30-2100 | 1,6 | 23 | 23,0 | 1870 | 2250 |
| 785 | ЭЦН 125-2100 | 1,3 | 11 | 16,5 | 2320 | 2400 |
| 389 | ЭЦН 50-2100 | 1,4 | 42 | 22,9 | 1623 | 2200 |
| 1059 | ЭЦН 160-2100 | 1,4 | 144 | 16,5 | 2328 | 2400 |
| 1025 | ЭЦН 80-2100 | 1,4 | 72 | 16,1 | 1762 | 2080 |
В целом по Хохряковскому месторождению Коэффициент использования скважин оборудованных ЭЦН, как и год назад, находится в пределах 0,87. Основной показатель надежности – наработка на отказ за скользящий год с 1.01.03г по 1.01.04г, по фонду ЭЦН, изменился с 303 сут до 380 сут, тогда как в целом по ОАО “ННП” этот показатель ниже и находится в пределах 330-350сут. Рост этого показателя указывает на достаточно высокий уровень работы цеха добычи по подбору типоразмера ЭЦН, ремонту скважин, выводу установок на режим и контролю в процессе эксплуатации.
На месторождении 74 скважин (17% от фонда дающего продукцию) подвержены парафиноотложениям. Согласно графику «депарафинизации» все скважины, как правило, раз в месяц промываются горячей нефтью. На месторождении в 2003г было 208 отказов по фонду скважин оборудованных ЭЦН. Коэффициент отказности составлял 0,85ед. (действующий фонд равен 303 скважин). В 2004г на месторождении зафиксировано 229 отказов при большем действующий фонд - 332скважины и, Котказ положительно уменьшился до 0,79ед. В целом по ОАО “ННП” Котказ. ЭЦН в это время составил 0,85ед.
|
|
|
Анализ причин отказов ЭЦН
Анализ причин преждевременных отказов фонда скважин оборудованных ЭЦН показывает на следующую картину см. рис 5.1.4.
До 17% отказов приходится на некачественную работу бригад подземного ремонта скважин. Где нарушаются регламенты спуско-подъемных операций. Как следствие это приводит к - повреждению кабеля, некачественному монтажу ЭЦН, негерметичности НКТ, плохой промывке скважин. 18% отказов приходится на долю скважин работающих в периодическом режиме, вызваных слабым притоком, а также не соответствием типоразмера насосов с условиями эксплуатации. В 13% отказов причины не были выявлены, т.к. нарушался регламент проведения расследования.
Рис. 5.1.4. Причины отказов ЭЦН
1. 10% отказов происходят из-за отложений твердых асфальто-смолинисто-парафиновых отложений вместе с окалиной, песком, глинистыми частицами и ржавчиной.
2. 9% отказов из-за выноса пропанта в скважинах после ГРП, что приводит к заклиниванию валов и выводу из строя насосов.
3. 8% отказов происходит по причине бесконтрольной эксплуатации – это нарушение графика депарафинизации, отсутствие контроля за выносом КВЧ и пр.
4. 6% отказов происходит по причине отсутствие контроля за выводом установок на режим.
5. В 5% случаях отказ происходил из-за заводского брака, скрытых дефектов, некачественных комплектаций погружного и наземного насосного оборудования.
|
|
|
В 2004г на узлы погружного оборудования, в том числе на погружной кабель были установлены термоиндикаторы для определения температуры скважины в зоне работы УЭЦН. Пять установок с термоиндикаторами были спущены в скважины с тяжелыми запусками, с выносом механических примесей для определения критических участков нагрева. Установки отработали в среднем до 100 суток, отказали по причине снижения сопротивление изоляции до 0 на строительной длине кабеля. Во всех случаях при дефектации кабеля обнаружено оплавление изоляции жил в районе 150м от сростка удлинителя при температуре 130°С.
По полученным результатам в 2004 году при ремонтах скважин высокодебетного фонда увеличена длина термостойкого удлинителя КРБК до 120м и используется вставка 500м из кабеля 3 группы
Для совершенствования работы фонда скважин оборудованных ЭЦН рекомендуется:
- осваивать и выводить скважины на режим следует передвижной установкой преобразователя частоты типа УППЧ (Электон-05”). Установка позволяет, при определенных технических условиях (глубина спуска ЭЦН, имеется запас по мощности погружного электродвигателя), сокращать время вывода скважины на щадящих пусковых режимах, увеличивать депрессию на пласт, устранять заклинивания ЭЦН путем создания повышенных крутящих моментов;
- особое внимание при выборе типоразмера установок и глубин спуска (депрессии) следует уделять фонду скважин, на которых проведен ГРП. Освоение скважин после ГРП струйными насосами на пескопроявляющем фондах, следует применять износостойкие установки УЭЦН типа ARH, предназначенные для перекачивания жидкости c КВЧ до 2 г/л.. Кроме того, на этом фонде следует отработать технологии по закреплению ПЗС, применять подземные устройства по защите насоса от мехпримесей (фильтры и шламоуловители для ЭЦН – ЗАО “Новомет” г Премь);
- на периодическом фонде применять в основном высоконапорные, низкопроизводительные насосы типа ЭЦН 20, 25 и оценить возможность увеличения глубины спуска ЭЦН, а также перевода низкодебитных скважин на УШГН и струйные насосные установки.
- для снижения аварий по расчленению ЭЦН рекомендуется применять устройства снижающие вибрацию установок – центраторы вала насоса, амортизаторы, страховочные муфты – (ОАО “ТТДН” г Тюмень);
|
|
|
- значительная доля отказов приходится на качество работ бригад ПРС и КРС. Использование бригад высокой квалификации и осуществление контроля при проведении не штатных работ значительно увеличит надежность добывающего фонда.
Принцип работы добывающего фонда скважин оборудованных ЭЦН в зависимости от глубины спуска насосного оборудования
В 2004г распределение фонда скважин оборудованных ЭЦН по глубинам спуска насоса и характеристика их работы на Хохряковском месторождении выглядит следующим образом см. таблицу 5.7. и рисунок 5.1.5.-5.1.8.
Анализ фонда скважин оборудованных ЭЦН с точки зрения надежности и эффективности в зависимости от глубин спуска на Хохряковском месторождении показал, что ЭЦН спускаются на глубину от 1200 до 2400м. Весь рабочий интервал глубин спуска разбит на шесть групп, в каждой из которых работает от 15 до 120 скважин оборудованных ЭЦН.
Таблица 5.7. Основные технологические показатели работы скважин оборудованных ЭЦН
| Глубина спуска ЭЦН, м. | 1200- 1400 | 1800- 2000 | 2000- 2200 | 2200- 2300 | 2300- 2400 | Более 2400 |
| Количество скважин, ед | 15 | 55 | 65 | 120 | 40 | 25 |
| Дебит по жидкости, м3/сут | 190 | 120 | 100 | 95 | 75 | 67 |
| Обводненность, % | 96 | 86 | 66 | 54 | 47 | 35 |
| Ср. отработанное время скважины в году, сут | 342 | 329 | 350 | 346 | 338 | 337 |
Рис. 5.1.5. Распределение фонда ЭЦН по глубинам спуска
Рис. 5.1.6. Зависимость дебита скважин по жидкости от глубины спуска ЭЦН
Рис. 5.1.7. Зависимость обводненности скважин от глубины спуска ЭЦН
Рис.5.1.8. Зависимость отработки скважин от глубины спуска ЭЦН
Наибольшие дебиты по жидкости отмечаются в двух группах скважин – в диапазоне спуска ЭЦН от 1200-1400м и 1800-2000м. В этих же диапазонах насосное оборудование отрабатывает большее число дней по 346-350 суток.
Более низкие проценты обводненности наблюдаются при эксплуатации ЭЦН с глубиной спуска более 2000м.
Т.о. результаты анализа зависимости основных характеристик работы скважин, оборудованных ЭЦН, показывают, что снижение глубин спуска до 2200-2400м. не дает существенного ухудшения работы ЭЦН. Как показано на рис 5.1.8. динамические уровня понижаются из-за смены установок меньшего размера на тип большого размера и снижения пластового давления и неравномерной системы заводнения.
|
|
|
|
|
|
