Анализ повторных, преждевременных и затянувшихся ремонтов УЭЦН по скважинам Родникового месторождения

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Конструкция скважин, оборудованных УЭЦН

1.1 Конструкция типовых скважин

1.2 Установка погружного центробежного электронасоса

1.3 Погружной насосный агрегат

1.4 Центробежный насос

1.5 Гидрозащита

1.6 Погружной электродвигатель

1.7 Кабель

1.8 Трансформаторные подстанции

1.9 Станции управления

2. Геологическая часть

2.1 Характеристика района работ

2.2 История освоения месторождения

2.3 Геологическая характеристика месторождения

2.4 Характеристика продуктивных пластов

2.5 Свойства пластовой жидкости и газа

2.6 Анализ мех фонда скважин и способы его эксплуатации

2.7 Анализ неэффективных ремонтов УЭЦН за 20 010 год

2.8 Аварийность на скважинах оборудованных УЭЦН за 2009−2010гг

2.9 Причины аварий отказов оборудования УЭЦН за 2001 год

2.9.1 Мероприятия, направленные на снижение количества аварий

3. Экономическое обоснование применения химического метода от депарафинизации оборудования с использованием ШФЛУ

4. Безопасность и экологичность работы

4.1 Обеспечение безопасности работающих

4.2 Охрана окружающей среды и недр

4.3 Оценка экологичности проекта

4.4 Чрезвычайные ситуации

Заключение

Список использованной литературы

Список сокращений

ВВЕДЕНИЕ

Нефтяная промышленность является одной из ведущих и быстро развивающихся отраслей народного хозяйства. В наше время множество месторождений находятся на последней стадии разработки, имея при этом большую обводненность и большое содержание мехпримесей в добываемой жидкости. Учитывая то, что практически вся добыча нефти ведется мехспособом, большую часть которых составляют УЭЦН, необходимы новые разработки и технологии для усовершенствования качества работы парка ЭЦН, а также для снижения неэффективных ремонтов и аварий, происходящих на скважинах.

За последние годы на Родниковом месторождении проводится множество мероприятий по снижению количества неэффективных ремонтов и аварий. Большое влияние на работу УЭЦН оказывают асфальто-смоло-парафинистые отложения на стенках НКТ, отложения мехпримесей на рабочих органах насоса и на забое скважины. Немало важную роль играет и качество ремонта ЭЦН, спуск насоса в скважину, подбор оборудования и установление оптимального режима работы УЭЦН.

В данной работе проведен анализ повторных, преждевременных и затянувшихся ремонтов УЭЦН по скважинам Родникового месторождения за 2009−2010 гг., рассмотрены причины выхода УЭЦН из строя, произведена разбивка отказов оборудования на две группы: эксплуатационные причины отказов и отказы в работе узлов установок.

Выдвинут ряд рекомендаций направленных на снижение количества аварий и неэффективных ремонтов, предложены направления по предупреждению аварий, а также пути повышения качества работы парка УЭЦН.

В экономической части была рассчитана эффективность применения химического метода от депарафинизации оборудования Родникового месторождения с использованием ШФЛУ и произведена оценка безопасности их проведения.

При написании данного дипломного проекта автором были использованы материалы ЦБПО ЭПУ, ТТНД и данные отдела разработки НГДУ «Комсомольскнефть».

1. КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН

1. 1 Конструкция типовой скважины

Направление диаметром 630 мм спускают в интервале 0−30 метров. Цементируют до устья тампонажным раствором плотностью 1,83 г/см3. Применяемая марка цемента ПЦТ-ДО-50 ГОСТ 1581–85. Схема конструкции скважины приведена на рис. 1. 1

Рис. 1.1 Схема конструкции скважины Родникового месторождения

Кондуктор диаметром 426 мм спускается на глубину 410 метров. Кондуктор изготавливается из обсадных труб с трапециевидной резьбой типа ОТТМ исполнением «Б». Цементируется до устья тем же тампонажным раствором, что и направление.

Хвостовик диаметром 168 мм опускается в интервале 390−1800 метров. Хвостовик изготавливается из обсадных труб с треугольной резьбой. Цементируется на всю длину тем же тампонажным раствором, как кондуктор и направление.

Эксплуатационная колонна изготавливается из обсадных труб диаметром 146 мм, опускаемая на глубину до 2100 метров (по стволу — 2184 м) и цементируют в интервале 2100−1844 метров. Тампонажный раствор плотностью 1,8 г/см3 приготовлен из портландцемента марки ПЦ-ДО-100 ГОСТ 1581–85.

Направление и кондуктор оборудуют башмаками типа БК-426, БК-324 и БК-245. Кондуктор оборудован тремя пружинными центраторами ЦЦ-426/508−1 и ЦЦ-245/295−1. Эксплуатационная колонна оборудуется направляющим башмаком БК-168, БК-146 и обратным клапаном типа ЦКОД-168−1 и ЦКОД-146−1. Расстояние между центраторами составляет не менее 10 метров. Для герметизации резьбовых соединений применяют смазку Р-402.

Тип фонтанной арматуры. На Родниковом месторождении применяется следующий тип фонтанной арматуры: АФК-65−210.

1. 2 Установка погружного центробежного электронасоса

Погружные центробежные электронасосы (ПЦЭН) -- это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции (ПЭД).

Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю повышающего автотрансформатора или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика.

ПЦЭН опускается в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150 — 300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясками электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется проме-жуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой. Установка ПЦЭН (рис. 1. 2) включает: маслонаполненный электродвига-тель ПЭД 1; звено гидрозащиты или протектор 2; приемную сетку насоса для забора жидкости 3; многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4; НКТ 5; бронированный трехжильный электрокабель6; пояски для крепления кабеля к НКТ 7; устьевую арматуру 8; барабан для намотки кабеля при спускоподъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля 9; трансформатор или автотрансформатор 10; станцию управления с автоматикой 11; компенсатор

Насос, протектор и электродвигательного центробежного насоса являются отдельными узлами, соединяемыми болтовыми шпильками. Концы валов имеют шлицевые соединения, которые стыкуются при сборке всей установки. При необходимости подъема жидкости с больших глубин секции ПЦЭН соединяются друг с другом так, что общее число ступеней достигает 400. Всасываемая насосом жидкость последовательно проходит все ступени и покидает насос с напором, равным внешнему гидравлическому сопротивлению. УПЦЭН отличаются малой металлоемкостью, широким диапазоном рабочих характеристик как по напору, так и по расходу, достаточно высоким к. п. д., возможностью откачки больших количеств жидкости и большим межремонтным периодом.

Все насосы делятся на две основные группы; обычного и износостойкого исполнения. Подавляющая часть действующего фонда насосов (около 95%) -- обычного исполнения. Насосы износостойкого исполнения предназначены для работы в скважинах, в продукции которых имеется небольшое количество песка и других механических примесей (до 1% по массе). По поперечным размерам все насосы делятся на 3 условные группы: 5; 5А и 6, что означает номинальный диаметр обсадной колонны, (в дюймах), в которую может быть спущен данный насос.

Группа 5 имеет наружный диаметр корпуса 92 мм, группа 5А — 103 мм и группа 6 — 114 мм. В России это частота — 50 Гц, что дает синхронную скорость (для двухполюсной машины) 3000 мин-1. В шифре ПЦЭН заложены их основные номинальные параметры, такие как подача и напор при работе на оптимальном режиме. Например, ЭЦН5−40−950 означает центробежный электронасос группы 5 с подачей 40 м3/сут (по воде) и напором 950 м. ЭЦН5А-360−600 означает насос группы 5А с подачей 360 м3/сут и напором 600 м. Торцовые опоры рабочих колес не чугунные, а в виде запрессованных колец из закаленной стали 40Х.

1.3 Погружной насосный агрегат

Рис. 1.2 Устройство погружного центробежного агрегата

а — центробежный насос, б — узел гидрозащиты, в — погружной электродвигатель, г — компенсатор.

1.3. 1 Центробежный насос

Насос состоит из следующих деталей (рис. 1. 3, а): головки 1 с шаровым обратным клапаном для предупреждения слива жидкости из НКТ при остановках; верхней опорной пяты скольжения 2, воспринимающей частично осевую нагрузку из-за разности давлений на входе и выкиде насоса; верхнего подшипника скольжения 3, центрирующего верхний конец вала; корпуса насоса 4; направляющих аппаратов 5, которые опираются друг на друга и удерживаются от вращения общей стяжкой в корпусе 4; рабочих колес 6; вала насоса 7, имеющего продольную шпонку, на которой насаживаются рабочие колеса со скользящей посадкой. Вал проходит и через направляющий аппарат каждой ступени и центрируется в нем втулкой рабочего колеса, как в подшипнике; нижнего подшипника скольжения 8; основания 9, закрытого приемной сеткой и имеющего в верхней части круглые наклонные отверстия для подвода жидкости к нижнему рабочему колесу; концевого подшипника скольжения 10. На всей длине основания 9 размещается сальник из свинцово-графитовых колец, разделяющий приемную часть насоса и внутренние полости двигателя и гидрозащиты. Ниже сальника смонтирован трехрядный радиально-упорный шариковый подшипник, смазываемый густым маслом, находящимся под избыточным, по отношению к внешнему, некоторым давлением (0,01−0,2 МПа).

Гидрозащита

Узел гидрозащиты — самостоятельный узел, присоединяемый к ПЦЭН болтовым соединением (на рис. 1. 3 узел гидрозащиты, как и сам ПЦЭН, показан с транспортировочными заглушками, герметизирующими торцы узлов).

Верхний конец вала 1 соединяется шлицевой муфтой с нижним концом вала насоса (рис. 1. 3, б). Легкое торцевое уплотнение 2 разделяет верхнюю полость, в которой может быть скважинная жидкость, от полости ниже уплотнения, которая заполнена трансформаторным маслом, находящимся, как и скважинная жидкость, под давлением, равным давлению на глубине погружения насоса. Ниже торцевого уплотнения 2 располагается подшипник скользящего трения, а еще ниже — узел 3 — опорная пята, воспринимающая осевое усилие вала насоса. Опорная пята скольжения 3 работает в жидком трансформаторном масле.

Ниже размещается второе торцевое уплотнение 4 для более надежной герметизации двигателя. Оно конструктивно не отличается от первого. Под ним располагается резиновый мешок 5 в корпусе. 6. Мешок герметично разделяет две полости: внутреннюю полость мешка, заполненного трансформаторным маслом, и полость между корпусом 6 и самим мешком, в которую имеет доступ внешняя скважинная жидкость через обратный клапан 7. Скважинная жидкость через клапан 7 проникает в полость корпуса 6 и сжимает резиновый мешок с маслом до давления, равного внешнему. Жидкое масло по зазорам вдоль вала проникает к торцевым уплотнениям и вниз к ПЭДу.

Температурные изменения объема масла при его нагревании или охлаждении компенсируются с помощью присоединения к нижней части ПЭДа резинового мешка — компенсатора (рис. 1. 3, г).

1.3. 2 Погружной электродвигатель

Для привода ПЦЭН служат специальные вертикальные асинхронные маслозаполненные двухполюсные электродвигатели (ПЭД). Электродвигатели насоса делятся на 3 группы: 5;. 5А и 6. Группа 5 имеет максимальный диаметр 103 мм, группа 5А — 117 мм и группа 6 — 123 мм.

В маркировку ПЭД входит номинальная мощность (кВт) в диаметр; например, ПЭД65−117 означает: погружной электродвигатель мощностью 65 кВт с диаметром корпуса 117 мм, т. е. входящий в группу 5А.

Малые допустимые диаметры и большие мощности (до 125 кВт) вынуждают делать двигатели большой длины — до 8 м, а иногда и больше. Верхняя часть ПЭДа соединяется с нижней частью узла гидрозащиты с помощью болтовых шпилек. Валы стыкуются шлицевыми муфтами.

Верхний конец вала ПЭДа (рис. 1. 3, в) подвешен на пяте скольжения 1, работающей в масле. Ниже размещается узел кабельного ввода 2. Обычно этот узел представляет собой штекерный кабельный разъем. Это одно из самых уязвимых мест в насосе, из-за нарушения изоляции которого установки выходят из строя и требуют подъема; 3 — выводные провода обмотки статора; 4 — верхний радиальный подшипник скользящего трения; 5 — разрез торцевых концов обмотки статора; 6 — секция статора, набранная из штампованных пластин трансформаторного железа с пазами для продергивания проводов статора. Секции статора разделены друг от друга немагнитными пакетами, в которых укрепляются радиальные подшипники 7 вала электродвигателя 8. Нижний конец вала 8 центрируется нижним радиальным подшипником скользящего трения 9. Между секциями вал двигателя центрируется в подшипниках 7. Через всю длину вала двигателя проходит отверстие диаметром 6−8 мм для прохождения масла из нижней полости в верхнюю. Вдоль всего статора также имеется паз, через который может циркулировать масло. Ротор вращается в жидком трансформаторном масле с высокими изолирующими свойствами. В нижней части ПЭДа имеется сетчатый масляный фильтр 10. Головка 1 компенсатора (см. рис. 1. 3, г), присоединяется к нижнему концу ПЭДа; перепускной клапан 2 служит для заполнения системы маслом. Защитный кожух 4 в нижней части имеет отверстия для передачи внешнего давления жидкости на эластичный элемент 3. При охлаждении масла его объем уменьшается, и скважинная жидкость через отверстия заходит в пространство между мешком 3 и кожухом 4. При нагревании мешок расширяется, и жидкость через те же отверстия выходит из кожуха.

ПЭДы, применяемые для эксплуатации нефтедобывающих скважин, имеют мощности обычно от 10 до 125 кВт.

При работе ПЭДа выделяется много теплоты, поэтому для нормальной работы двигателя требуется охлаждение. Такое охлаждение создается за счет непрерывного протекания пластовой жидкости по кольцевому зазору между корпусом электродвигателя и обсадной колонной. По этой причине отложения парафина в НКТ при работе насосов всегда значительно меньше, чем при других способах эксплуатации.

Следует заметить, что двигатели чувствительны к системе охлаждения, которая создается потоком жидкости между обсадной колонной и корпусом ПЭДа. Для контроля за температурой разработаны простые электрические температурные датчики, передающие на станцию управления информацию о температуре ПЭДа по силовому электрическому кабелю без применения дополнительной жилы. Аналогичные устройства имеются для передачи на поверхность постоянной информации о давлении на приеме насоса. При аварийных состояниях станция управления автоматически отключает ПЭД.

1.4 Кабель

ПЭД питается электроэнергией по трехжильному кабелю, спускаемому в скважину параллельно с НКТ. Кабель крепится к внешней поверхности НКТ металлическими поясками по два на каждую трубу. Все кабели, применяемые для УПЦЭН, сверху покрыты эластичной стальной оцинкованной лентой для защиты от механических повреждений. Необходимость размещения кабеля по наружной поверхности ПЦЭН уменьшает габариты последнего. Поэтому вдоль насоса укладывается плоский кабель, имеющий толщину примерно в 2 раза меньше, чем диаметр круглого, при одинаковых сечениях токопроводящих жил.

Все кабели, применяемые для УПЦЭН, делятся на круглые и плоские. Круглые кабели имеют резиновую (нефтестойкая резина) или полиэтиленовую изоляцию, что отображено в шифре: КРБК означает кабель резиновый бронированный круглый или КРБП — кабель резиновый бронированный плоский. При использовании полиэтиленовой изоляции в шифре вместо буквы Р пишется П: КПБК — для круглого кабеля и КПБП — для плоского. На Родниковом месторождении применяют в основном КПБП 3Х16.

Круглый кабель крепится к НКТ, а плоский — только к нижним трубам колонны НКТ и к насосу. Переход от круглого кабеля к плоскому сращивается методом горячей вулканизации в специальных прессформах и при недоброкачественном выполнении такой сростки может служить источником нарушения изоляции и отказов. В последнее время переходят только к плоским кабелям, идущим от ПЭДа вдоль колонны НКТ до станции управления.

Кабели с полиэтиленовой изоляцией на 26−35% легче кабелей с резиновой изоляцией. Кабели с резиновой изоляцией предназначены для использования при номинальном напряжении электрического тока не более 1100 В, при температурах окружающей среды до 90 °C и давлении до 1 МПа. Кабели с полиэтиленовой изоляцией могут работать при напряжении до 2300 В, температуре до 120 °C и давлении до 2 МПа. Эти кабели обладают большей устойчивостью против воздействия газа и высокого давления.

В кабеле происходит потеря электрической мощности, обычно от 3 до 15% общих потерь в установке или от 25 до 125 В/км.

Поэтому на устье скважины напряжение, подаваемое к кабелю, всегда должно быть выше на величину потерь по сравнению с номинальным напряжением ПЭДа. Возможности такого повышения напряжения предусмотрены в автотрансформаторах или трансформаторах, имеющие для этой цели в обмотках несколько дополнительных отводов.

1.5 Трансформаторные подстанции

Первичные обмотки трехфазных трансформаторов и автотрансформаторов всегда рассчитаны на напряжение промысловой электросети, т. е. на 380 В, к которой они и подсоединяются через станции управления. Вторичные обмотки рассчитаны на рабочее напряжение соответствующего двигателя, с которым они связаны кабелем. Эти рабочие напряжения в различных ПЭДах изменяются от 350 В (ПЭД10−103) до 2000 В (ПЭД65−117; ПЭД125−138). Для компенсации падения напряжения в кабеле от вторичной обмотки делается 6 отводов (в одном типе трансформатора 8 отводов), позволяющих регулировать напряжение на концах вторичной обмотки с помощью перестановки перемычек. Перестановка перемычки на одну ступень повышает напряжение на 30−60 Вв зависимости от типа трансформатора.

Все трансформаторы и автотрансформаторы немаслозаполненные с воздушным охлаждением закрыты металлическим кожухом и предназначены для установки в укрытом месте. Они комплектуются с подземной установкой, поэтому их параметры соответствуют данномуПЭДу. При уменьшении сопротивления изоляции до установленной величины (30 кОм) установка автоматически отключается.

При автотрансформаторах, имеющих прямую электрическую связь между первичной и вторичной обмотками, такого контроля изоляции осуществлять нельзя.

Трансформаторы и автотрансформаторы имеют к. п. д. около 98−98,5%. Масса их в зависимости от мощности колеблется от 280 до 1240 кг, габариты от 1 060 420 800 мм до 15 506 901 200 мм.

1.6 Станции управления

Работа УПЦЭН управляется станцией управления ПГХ5071 или ПГХ5072. Причем станция управления ПГХ5071 применяется при автотрансформаторном питании ПЭДа, а ПГХ5072 — при трансформаторном. Станции ПГХ5071 обеспечивают мгновенное отключение установки при замыкании токоведущих элементов на землю. Обе станции управления обеспечивают следующие возможности контроля и управления работой УПЦЭН:

1. Ручное и автоматическое (дистанционное) включение и отключение установки.

2. Автоматическое включение установки в режиме самозапуска после восстановления подачи напряжения в промысловой сети.

3. Автоматическую работу установки на периодическом режиме (откачка, накопление) по установленной программе с суммарным временем 24 ч.

4. Автоматическое включение и отключение установки в зависимости от давления в выкидном коллекторе при автоматизированных системах группового сбора нефти и газа.

5. Мгновенное отключение установки при коротких замыканиях и при перегрузках по силе тока на 40%, превышающих нормальный рабочий ток.

6. Кратковременное отключение на время до 20 секунд при перегрузках ПЭДа на 20% от номинала.

7. Кратковременное (20 секунд) отключение при срыве подачи жидкости в насос.

Двери шкафа станции управления имеют механическую блокировку с блоком рубильников. Имеется тенденция к переходу на бесконтактные, герметически закрытые станции управления с полупроводниковыми элементами, которые, как показал опыт их эксплуатации, более надежны, не подвержены воздействию пыли, влаги и осадков.

Масса станции около 160 кг. Габариты 1 300 850 400 мм. В комплект поставки УПЦЭН входит барабан с кабелем, длина которого определяется заказчиком. На нефтедобывающих предприятиях используют специальный транспортировочный агрегат АТЭ-6 на базе грузового вездехода КаАЗ-255Б для перевозки кабельного барабана и другого электрооборудования, в том числе трансформатора, насоса, двигателя и узла гидрозащиты.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2. 1 Характеристика района работ

В административном отношении Родниковое месторождение находится на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 62 км к северо-востоку от города Сургута. Разработку Родникового месторождения ведет нефтегазодобывающее управление «Комсомольскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз». На территории этого месторождения расположены два цеха добычи нефти и газа — ЦДНГ-2 и ЦДНГ-4.

Родниковое месторождение расположено в пределах озерно-аллювиальной равнины к северу от широтного течения реки Оби, принадлежащей уровню нерасчлененных надпойменных террас. Равнина слабо волнистая, сильно заболоченная и имеется множество озер, со слабым уклоном в южном направлении. Абсолютные отметки местности изменяются от + 60 м до + 80 м.

Гидрографическая сеть представлена судоходной рекой Тром-Аган. Много озер размерами 1×2 км и 2 больших озера на южной площади: Пильтон-Лор с площадью водного зеркала более 100 км2 и Коен-Лор с площадью 22 км2.

Господствующими являются переувлажненные болотные ландшафты. Болота в основном комплексные грядово-мочажинные и грядово-озерковые.

Леса расположены в основном вдоль рек. Преобладающим типом лесов являются сосновые лишайниковые леса.

Климат района резко континентальный, зима продолжительная, морозная и снежная. Средняя температура в январе -22 оС (абсолютный минимум -52 оС, максимум +3 оС). Лето короткое, сравнительно теплое и дождливое. В июле средняя температура + 17 оС (абсолютный максимум +34 оС, -1 оС). Среднее количество осадков в году 500−550 мм, из этого количества около 400 мм выпадает с апреля по октябрь.

Продолжительность периода со снежным покровом около 210 дней. Толщина снежного покрова в среднем 0,6 метра, в низких местах 1−1,5 метра. Устойчивые морозы длятся около 160 дней, примерно с 27 октября по 31 марта. Средние даты начала ледостава на Оби 28 октября, вскрытие рек — 15 мая, продолжительность ледохода — 5−9 дней.

Основным источником для централизованного хозяйственного питьевого водоснабжения на Родниковом месторождении служат подземные воды отложений атлым-новомихайловского водоносного горизонта третичного возраста, залегающего на глубине 200−300 м. Эффективная толщина горизонта 60 метров, величина напора под кровлей — 160 метров.

Для поддержания пластового давления используются воды апт-альбсеноманского водоносного комплекса и сточные воды. Поверхностные воды сильно загрязнены и, хотя площадь водозабора велика, не могут служить постоянным и надежным источником водоснабжения без дополнительной очистки.

В городе Сургуте имеется ГРЭС, газоперерабатывающий завод и завод стабилизации конденсата. Также имеются аэропорт, железнодорожный вокзал и речной порт. Доставка материалов и оборудования из г. Сургута осуществляется в основном автомобильным транспортом.

Для доставки оборудования в г. Сургут используется железная дорога, а срочная доставка оборудование производится авиационным транспортом.

Обзорная карта района работ НГДУ «Комсомольскнефть» представлена на рис. 2.1.

Рис. 2.1 Обзорная карта районо робот

2.2 История освоения месторождения

Родниковое месторождение открыто в 1984 году

Первый подсчет запасов выполнен на 01. 03. 1986 г. по данным бурения 24 поисково-разведочных, 8 эксплуатационных и 4 нагнетательных скважин.

В процессе разбуривания основного эксплуатационного объекта БС12 за период 1986—1994 гг. уточнено геологическое строение месторождения.

В январе-феврале 1987 года создана база Северо-Родникового месторождения: были разбурены и давали продукцию три кустовых площадки — 10, 14 и 16 пласта БС12. Январь 1987 года — время строительства цеха добычи нефти и газа № 2, ДНС № 1, общежития типа «УНИМО», КНС. Уже к 1990 году были построены и введены в эксплуатацию три ДНС и три станции по закачке рабочего агента в пласт, здание АБК, диспетчерский пункт, учебный класс.

В январе 1991 года на Южно-Родниковом месторождении был создан цех добычи нефти и газа № 4 НГДУ «Комсомольскнефть». В состав цеха входили ДНС-4, КНС-4 и одна бригада добычи нефти и газа. В настоящее время кроме ДНС-4, КНС-4 запущена в эксплуатацию КНС-5, а также установка предварительного сброса воды с двумя аппаратами «Хиттер-Триттер», позволяющими обеспечить подготовку нефти с обводненностью до 3%. За 11 лет существования цеха построено свыше 200 км трубопроводов, нефтесборных сетей, водоводов, нефте- и газопроводов, введены сотни километров высоковольтных линий электропередачи, выполнена обвязка 645 скважин.

Товарная подготовка нефти Родникового месторождения предусматривалась производиться в смеси с другими нефтями, добываемыми в НГДУ «Комсомольскнефть» на УПН Федоровского КСП.

Закачку воды в продуктивные пласты с целью поддержания пластового давления (ППД) начали в 1986 г. Основным рабочим агентом для системы ППД в первые два года являлась подземная вода апт-альбсеноманского комплекса. Сточную воду начали закачивать с 1988 года в объемах (300−600 тыс. м3/год), в 1994 году объем ее закачки составил уже 4,2 млн. м3.

По результатам бурения скважин 2067, 2049, 2078, 1901 Северная и Южная площади разделены на две самостоятельные залежи.

Отмечено сокращение площади нефтеносности на западном и расширение на восточном крыльях Северной залежи. Произошло существенное расширение площади нефтеносности по Южной залежи в районе разведочных скважин 81−84, 93, 95, 101 и по результатам бурения скважин 2502−2565. Уточнение результатов опробования скважины 38 по пласту привело к его исключению подсчетных объектов.

Значительное уточнение геологического строения за период с 1990 г. по 1994 г., снижение величины запасов, что обуславливает изменение технологических показателей разработки, потребовала подсчета запасов по всем объектам месторождения, который был выполнен в 1994 году и утвержден ГКЗ РФ (протокол 295 от 02. 02. 1995 г.).

В результате пересчета балансовых запасов нефти по промышленным категориям В-С1 в целом по месторождению увеличились с 121 598 тыс. тонн до 133 972 тыс. тонн, то есть на 12 374 тыс. тонн или на 9,2%. Запасы категории С2 возросли на 9477 тыс. тонн и составили 66 480 тыс. тонн.

Прирост запасов произошел за счет низкопродуктивных пластовБС10, ЮС1 и ЮС2.

В работе предусматривалось внедрение линейной пятирядной системы заводнения с водогазовым действием. По горизонту к реализации рекомендована замкнутая система воздействия, блочно-квадратная схема размещения скважин, водогазового действия.

По пластам, , в связи со слабой их изученностью, было предложено провести опытно-промышленные работы с размещением скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 250 метров.

2.3 Геологическая характеристика месторождения

Наиболее полная характеристика литолого-стратиграфических особенностей разреза Родникового месторождения приводится в отчете по подсчету запасов, выполненному в Главтюменьгеологии в 1986 г.

В этой работе было отмечено, что Родниковая площадь по разным стратиграфическим подразделением относятся к разным фациальным зонам Западно-Сибирской низменности: по палеологенным отложениям — к Центральной фациальной зоне, по верхнемеловым — к Вартовско-Надымскому району, по нижнемеловым — к Сургутскому подрайону Сургутско-Нижневартовского района, по юрским образованиям — к Пурпейско-Васюганскому району.

В строении месторождения принимают участие породы доюрского складчатого комплекса, промежуточного структурного этажа и терригенные осадки мезозойско-кайнозойского чехла.

Породы доюрского фундамента на территории месторождения вскрыты скважиной 203р в интервале 3374−3508 м и представлены базальтами трапповой формации туринской серии среднего-нижнего триаса.

Аналогичными породами фундамент представлен также и на Федоровской площади (скв. 61, 69, 131, 202).

Породы промежуточного структурного этажа представлены эффузивно-осадочными образованьями очень изменчивыми по толщине и трансгрессивно перекрывающими складчатый фундамент.

Мезозойско-кайнозойский осадочный чехол представлен образованием

юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем, основные стратиграфическиесведения о которых приведены на свободном разрезе рис. 2.1.

2. 4 Характеристика продуктивных пластов

Характеристика продуктивных пластов Родникового месторождения дана в табл. 2. 1, характеристика неоднородности пластов в табл. 2.2. Запасы нефти по категориям С2 и АВС на 01. 01. 2010 года приведены в табл. 2. 3 и табл. 2.4.

Нефтенасыщенными в разрезе Родникового месторождения являются осадки Тюменской (горизонтЮС2) и Васюганской свит среднего и верхнего отделов юрской системы (горизонт ЮС1), а так же отложения Мегионской свиты нижнего мела (горизонтБС12, пластБС11, горизонт БС10), сложенные песчано-алевролитовыми породами, перекрывающимися и подстилающимися глинистыми пачками.

Пласт ЮС2 приурочен к отложениям кровли Тюменской свиты, сложен переслаиванием песчаников, алевролитов, глин. Общая толщина пласта составляет в среднем 12,8 м, эффективная толщина пласта 4,44 м, нефтенасыщенная 4,44 м. Песчаники и алевролиты имеют низкие коллекторские свойства.

Пласт ЮС1 приурочен к кровле Васюганской свиты Родникового месторождения. В литологическом отношении пласт сложен песчаниками и алевролитами с прослоями глин.

В пределах месторождения выявлены три залежи нефти, контролируемые локальными структурами, осложняющими Северо-Еловое и Восточно-Моховое поднятия. ВНК условно принят на отметке 2757 м. Предполагаемый тип залежи -- пластово-сводовый.

Пласт БС12 приурочен к верхней части Мегионской свиты. Ее особенностью является клиноформенное строение продуктивных отложений. Слагающие горизонт пласты с востока на запад накладываются один на другой, постепенно исчезая или сливаясь, друг с другом в восточном направлении.

Горизонт представлен неравномерным переслаиванием песчаников и алевролитов с прослоями глин аргиллитоподобных.

Пласт БС12 является основным объектом разработки, имеет в составе три залежи. ВНК на каждой залежи имеет разное значение. Нефтенасыщенные толщины продуктивного пласта в центральной части месторождения достигают 9,8 м, к периферии уменьшаются до 4−4,5 м и менее.

Залежь 1 (северная залежь пласта БС12) сформировалась на Родниковом поднятии, имеющем северо-восточное простирание.

ВНК по северной залежи колеблется по разведочным скважинам от 2400 до 2414 м. Наиболее высокие отметки ВНК приурочены к северо-западному крылу поднятия, наиболее низкие — к юго-восточному.

Средняя нефтенасыщенная толщина горизонта БС12 по северной залежи составляет значение около 4,1 метров. Минимальная — 0,8 метра, максимальная — 13,6 м. Высота залежи около 23 метров.

Залежь 2(южная залежь пласта БС12) приурочена к Северо-Еловому поднятию. Наиболее низкий ВНК отмечается на восточном крыле структуры и на ее южном окончании.

В разрезе горизонта БС10 выделяют пласты — БС1 и БС2. Пласты характеризуются близкими свойствами. Нефтеносные коллекторы представлены песчаниками светло-серыми, мелкозернистыми, глинистыми.

В своде Северо-Елового поднятия к пласту БС1 приурочены две за-лежи, ВНК принят на абсолютной отметке -- 2215 м.

Пластом БС2 контролируется три залежи. Положение ВНК залежей принимается на абсолютной отметке -- 2255 м.

2.5 Свойства пластовой жидкости и газа

скважина месторождение геологический электронасос

Физико-химические характеристики нефти и газа представлены в табл.2. 5 и табл. 2. 6, свойства пластовой нефти и воды даны в табл.2. 7 и табл. 2. 8 соответственно.

Из отложений горизонта БС12 поднят и изучен керн по 46 скважинам. Керн представлен неравномерными переслаиванием песчаников и алевролитов с прослоями глин, доля которых, как правило, возрастает к подошве горизонта. Песчаники светло-серые, мелкозернистые, редко до среднезернистых. Количество алевритового материала меняется в широких пределах, чаще составляя 10−20%, реже до 50%.

Алевролиты и песчаники чаще массивной текстуры, либо с неясно выраженной слоистостью за счет слабых намывов перлитового материала и слюд.

Пористость коллекторов в среднем составляет 22%, изменяясь по образцам от 12,6 до 27,2%. Остаточная нефтенасыщенность колеблется от 4,5 до 17%, составляя в среднем 10,4%. Водоудерживающая способность варьирует в широких пределах — от 18,1 до 77%, в среднем составляя — 41,9%.

Физико-химический анализ ежегодно отбираемых глубинных и поверхностных проб нефти на месторождении осуществляется с целью контроля изменения свойств флюидов в процессе эксплуатации и получения достоверной информации о составе и свойствах нефтей в соответствии с требованиями регламента на подсчет запасов нефти и газа, составления проектов и технологических схем разработки нефтяных месторождения.

2.6 Анализ мехфонда скважин и способы его эксплуатации

За 2009−2010 гг. эксплуатационный фонд УЭЦН увеличился более, чем на 200 скважин и стал составлять весомую часть в общем эксплуатационном фонде. Более детально эксплуатационный и действующий фонды показаны в табл. 2. 1 и на рис. 2. 1.

Таблица 2. 1

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин НГДУ

«Комсомольскнефть» и Родникового месторождения на 01. 01. 2010

№,

п/п

Наименование показателей

Ед. изм.

НГДУ

РМР

1

Эксплуатационный фонд

скв.

1993

882

2

Бездействующий фонд

скв.

235

141

3

Действующий фонд в том числе:

скв.

1752

738

3. 1

Фонтанные

скв.

36

28

3. 2

УЭЦН

скв.

1198

427

3. 3

УШГН

скв.

409

255

3. 5

Прочие

скв.

109

28

Как видно из диаграммы рис. 2. 1 доминирующую позицию в действующем нефтяном фонде Родникового месторождения занимает фонд УЭЦН — 57,87% притом, что действующий фонд УШГН составляет 34,55% от всего действующего эксплуатационного фонда.

На 1. 01. 10 в НГДУ «Комсомольскнефть» эксплуатационный фонд увеличился на 173 скважины и составил 1865 скважин, из них фонтанным способом эксплуатировалось 40 скважин, что на 25 скважин больше, чем на 1. 01. 09 г. Для механизированной добычи нефти использовались установки электропогружных насосов (УЭЦН) 1317 скважин, что составило увеличение на 122 скважины, в том числе 120 скважин оборудованы импортными установками фирмы ODI.

На 1. 01. 10 г. механизированный фонд увеличился на 148 скважин и составил 1825 скважин (97,8% от эксплуатационного фонда НГДУ), в том числе (табл. 2. 2):

1. Северо-Родниковое месторождение — 358 скважин, из них скважин с УЭЦН — 275 скважин (76,8% от механизированного фонда цеха), увеличился на 11 скважин, 9 из которых оборудованы импортными УЭЦН фирмы ODI.

2. Южно-Родниковое месторождение — 453 скважины, из них фонд скважин, оборудованных УЭЦН, составил 219 скважин (48,3%), увеличение составило 33 скважины, в том числе 17 скважин оборудованы импортными УЭЦН фирмы ODI.

В действующем фонде скважин, оборудованных УЭЦН, на 1. 01. 10 г. находилось 440 скважин, что на 0,2% больше по сравнению с аналогичным периодом прошлого года табл. 2. 3. Распределение этих показателей по цехам добычи также можно увидеть в табл. 2. 2 и табл. 2. 3.

В неработающем фонде скважин, оборудованных УЭЦН, на 1. 01. 10 г. находилось 54 скважины (10,9% от эксплуатационного фонда УЭЦН), что на0,2% меньше по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, в том числе:

Таблица 2. 2

Движение фонда УЭЦН по типоразмеру на 1. 01. 10. года

Типораз.

УЭЦН

Эксплуатац.

фонд

Дающий

фонд

Простаивающ.

фонд

Бездействующ.

фонд

Ц-2

Ц-4

м-ие

Ц-2

Ц-4

м-ие

Ц-2

Ц-4

м-ие

Ц-2

Ц-4

м-ие

ODI-R-5−7

9

17

26

9

17

26

0

0

0

0

0

0

5−20

2

0

2

1

0

1

1

0

1

0

0

0

5−30

20

6

26

16

6

22

3

0

3

1

0

1

5−50−60

118

184

302

101

162

263

7

7

14

10

15

25

5−80

90

11

101

84

10

94

2

0

2

4

1

5

5−125−130

30

0

30

27

0

27

1

0

1

2

0

2

5−200

4

1

5

4

1

5

0

0

0

0

0

0

5−250

2

0

2

2

0

2

0

0

0

0

0

0

воронка

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Всего

УЭЦН

275

219

494

244

196

440

14

7

21

17

16

33

Таблица 2. 3

Движение фонда УЭЦН по типоразмеру на 1. 01. 09. года

Типораз.

УЭЦН

Эксплуатац.

фонд

Дающий

фонд

Простаивающ.

фонд

Бездействующ.

фонд

Ц-2

Ц-4

м-ие

Ц-2

Ц-4

м-ие

Ц-2

Ц-4

м-ие

Ц-2

Ц-4

м-ие

ODI-R-5−7

16

4

20

16

4

20

0

0

0

0

0

0

5−20

2

0

2

2

0

2

0

0

0

0

0

0

5−30

7

3

10

7

3

10

0

0

0

0

0

0

5−50

113

170

283

94

151

245

8

9

17

11

10

21

5−80

89

8

97

84

7

91

4

0

4

1

1

2

5−125−130

30

0

30

27

0

27

2

0

2

1

0

1

5−200

6

0

6

4

0

4

2

0

2

0

0

0

5−250−400

1

0

1

1

0

1

0

0

0

0

0

0

воронка

0

1

1

0

0

0

0

0

1

1

Всего

УЭЦН

264

186

450

235

165

400

16

9

25

13

12

25

— в бездействии — 33 скважины, на период 01. 01. 09 г. в бездействующем фонде находилось 25 скважин. Большая часть бездействующих скважин приходится на ЭЦН 5−50−60 — 25 скважин и ЭЦН 5−80 — 5 скважин;

— в простое — 21 скважина, что на 4 скважины меньше по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, из них на УЭЦН 5−50−60 приходится 14 скважин.

За 2009 год парк УЭЦН увеличился на 44 шт. за счет перевода скважин с других способов эксплуатации на УЭЦН и составляет 494 скважины (рис. 2. 2). Детально движение фонда УЭЦН за 2010 год показано в табл. 2. 4. Увеличение парка УЭЦН произошло преимущественно за счет перевода с ШГН — 8 шт. и с фонтана — 5 шт.

Установками УЭЦН 5−20 оборудованы 2 скважины, УЭЦН 5−30 — 26 скважин, УЭЦН 5−50−60 — 302 скважины, УЭЦН 5−80 — 101 скважина, УЭЦН 5−125−130 оборудованы 30 скважин, высокодебитными установками, от 200 до 250 м3/сутки, оборудованы 7 скважин.

Импортными установками ODI оборудованы 26 скважин, из них с дебитом от 20 до 60 м3/сутки (R-5) — 20 скважин; от 60 до 100 м3/сутки (R-7) — 5 скважин; от 100 до 150 м3/сутки (R-9) — 1 скважина.

Диаграмма показывает, что самыми распространенными типоразмерами отечественных ЭЦН являются ЭЦН5−50−60 и ЭЦН5−80 производства заводов «Борец», «Алнас», «Лемаз» и СЦБПО ЭПУ. Также на промыслах Родникового месторождения нашли применение ЭЦН импортного производства — ODI фирмы OILDYNAMICSINC.

Таблица 2. 4

Движение фонда скважин, оборудованных УЭЦН за 2010год

№,

п/п

Наименование показателей

Ед.

изм.

НГДУ

РМР

1

Эксплуатационный фонд на 01. 01. 2010 год

скв.

1865

843

2

Эксплуатационный фонд на 01. 01. 2011 год

скв.

1993

882

3

Изменение эксплуатационного фонда

скв.

128

39

4

Движение фонда, ВСЕГО

скв.

128

39

4. 1

в т.ч. ввод из бурения

скв.

46

12

4. 2

в т.ч. ввод ЭЦН

скв.

11

2

4. 3

в т.ч. ввод ШГН

скв.

27

8

4. 4

в т.ч. перевод с фонтана на ЭЦН

скв.

7

5

4. 5

в т.ч. перевод с ШГН на ЭЦН

скв.

22

8

4. 6

в т.ч. перевод на ШГН

скв.

1

0

4. 7

в т.ч. перевод на фонтан

скв.

2

2

4. 8

в т.ч. перевод в консервацию

скв.

6

1

4. 9

в т.ч. перевод в контрольные

скв.

4

1

4. 10

в т.ч. перевод в ликвидацию

скв.

2

0

2.7 Анализ неэффективных ремонтов УЭЦН

К неэффективным ремонтам скважин, оборудованным УЭЦН, относят:

— повторные, произведенные по причине выхода УЭЦН из строя, не отработавшего после запуска 48 часов;

— преждевременные, произведенные по причине выхода УЭЦН из строя, не отработавшего после запуска 120 суток;

— затянувшиеся, произведенные по причине выявления неудовлетворительных технологических параметров УЭЦН или скважины в процессе выполнения ремонта (запуск соответственно не производился).

В 2010 году по Родниковому месторождению было произведено 620 монтажей УЭЦН из них 56 неэффективных ремонтов табл. 5. 5, в том числе по цехам добычи: ЦДНГ-2 — 33 неэффективных ремонта, ЦДНГ-4 — 23 неэффективных ремонта. Основными причинами ремонтов явились: засорение и солеотложение рабочих аппаратов УЭЦН, эксплуатация насосов с повышенным содержанием КВЧ, некачественный вывод скважин на режим, бесконтрольная эксплуатация. Наглядно распределение неэффективных ремонтов по месторождению и цехам добычи представлено на рис. 2.3.

Таблица 2. 5

Анализ неэффективных ремонтов скважин оборудованных УЭЦН

по Родниковому месторождению за 2001 год

Квартал

Месторождение

ЦДНГ-2

ЦДНГ-4

За 1 квартал

5

2

3

За 2 квартал

12

9

3

За 3 квартал

12

9

3

За 4 квартал

27

13

14

Всего

56

33

23

Кол-во монтажей

620

348

272

Рассматривая ремонты по виновным сторонам (табл. 2. 6), можно выделить следующее: по вине подразделений НГДУ произошло 30 ремонтов, по вине ЦБПО ЭПУ — 9 ремонтов, УПНП и КРС — 5 ремонтов, УПКРС — 8 ремонтов, ОТКРС — 1 ремонт, ЦПП — 1 ремонт, завода-изготовителя — 1 ремонт, причина не установлена — 1 ремонт.

Рис. 2.4 Неэффективные ремонты за 2010 год

Таблица 2. 6

Распределение неэффективных ремонтов по виновным сторонам за 2010 год

Виновная сторона

месторождение

Всего ремонтов

56

в т.ч. по вине ЦДНГ, из них:

30

перегрев плоского удлинителя

4

работа УЭЦН в кривизне

1

негерметичность НКТ

1

некачественный вывод на режим

2

повыш. содерж. мехпримесей

6

засорение УЭЦН

10

эксплуатация на срыве подачи

6

в т.ч. по вине УПНП и КРС

13

в т.ч. по вине ЦБПО ЭПУ

9

в т.ч. по вине завода-изготовителя

3

в т.ч. вина не установлена

1

Рассматривая неэффективные ремонты, произведенные по вине НГДУ, можно выделить следующие причины ремонта эксплуатационного характера рис. 2. 4:

Затянувшиеся ремонты (табл. 2. 7).

В 2010 году по Родниковому месторождению количество затянувшихся ремонтов значительно снизилось по сравнению с предыдущим годом.

Основные причины ремонтов:

* снижение R изоляции кабельной линии — 1 ремонт;

* брак муфты — 1 ремонт.

Таблица 2. 7

Распределение причин затянувшихся ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН за 2010 год

Виновная служба

Причина отказа УЭЦН

месторождение

Завод

изготовитель

Снижен. R изол. каб. линии

1

Брак муфты

1

Итого

2

Повторные ремонты (табл. 2. 8).

По Родниковому месторождению произошло некоторое увеличение повторных ремонтов.

Основные причины ремонтов:

* засорение и солеотложение на рабочих органах насосов — 5 ремонтов;

* брак монтажа РТИ — 3 ремонта;

* мехповреждение кабельных линий — 3 ремонта.

Преждевременные ремонты (табл. 2. 9).

В 2010 году рассматривались причины ремонтов скважин с УЭЦН не отработавших 120 суток.

Основные причины неэффективных ремонтов:

* засорение (солеотложение) рабочих органов ЭЦН — 7 ремонтов;

* эксплуатация при повышенном проценте содержания мехпримесей — 6 ремонтов;

* перегрев плоского удлинителя — 4 ремонта;

* эксплуатация УЭЦН на срыве подачи — 6 ремонтов;

* мехповреждение кабельных линий — 3 ремонта;

* некачественная подготовка скважины — 3 ремонта.

Основной причиной отказов в работе погружного оборудования, являются некачественные резинотехнические изделия, применяемые в установках ЭЦН.

Таблица 2. 8

Распределение причин повторных ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН за 2010 год

Виновная служба

Причина отказа УЭЦН

месторождение

НГДУ

Некач. вывод на режим

1

Засорение, солеотложения

5

Работа ЭЦН в кривизне

1

Итого

7

ЦБПО ЭПУ

Брак монтажа РТИ

3

Прочие

1

Итого

4

УПНП и КРС

Мехповреждениекаб. линии

3

Завод-изготов.

Брак ПЭД

1

ВСЕГО

15

Таблица 2. 9

Распределение причин преждевременных ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН за 2010 год (3−120сут)

Виновная служба

Причина отказа УЭЦН

месторождение

НГДУ

Не герметичность НКТ

1

Эксплуатация при повышенном

Содержания мех примесей

6

Некачествен. вывод на режим

1

Экспл. на срыве подачи

6

Перегрев плоского удлинителя

4

Засорение насоса

5

Итого

23

ЦБПО ЭПУ

Брак ремонта каб. линии

2

Брак ремонта гидрозащиты

1

Брак ремонта ПЭД

1

Прочие

1

Итого

5

УПНП и КРС

Некачеств. подготовка скважины

3

Работа УЭЦН в искривл. интерв.

2

Засорение насоса

2

Мехповреждение кабеля

3

Итого

10

Не установлено

Снижение R изол. каб. сростки

1

ВСЕГО

39

С целью снижения неэффективных ремонтов созданы специализированные звенья (супервайзеры) занимающиеся эксплуатацией и монтажом оборудования на более высоком качественном уровне. За супервайзерами закреплены отдельные месторождения, на которых ранее наблюдался рост количества неэффективных ремонтов. В задачах вышеупомянутых звеньев, действуя на основании положения «О создании службы супервайзеров» уменьшение не только браков ЦБПО ЭПУ, но и всех подразделений ОАО «Сургутнефтегаз».

С целью уменьшения количества неэффективных ремонтов наряду с проводимыми техническими мероприятиями введена система экономической ответственности для ИТР и рабочих, задействованных в технологических процессах ремонта и эксплуатации УЭЦН.

2.8 Аварийность на скважинах, оборудованных УЭЦН за 2009−2010 гг.

Количество аварий, связанных с «полетами» установок ЭЦН на забой в 2010 году, в сравнении с 2009 годом снизилось (рис. 2. 5): 18 аварий в 2009 году и 14 аварий в 2010 году.

В таблице 5. 10 показано, что уменьшение количества аварий произошло как по НКТ (12 в 2009 году, 9 в 2010 году), так и по элементам УЭЦН (6 в 2009 году, 5 в 2001 году) при увеличении эксплуатационного фонда УЭЦН на 143 скважины.

Таблица 2. 10

Динамика количества аварий по элементам НКТ и УЭЦН за 2009−2010 гг.

2009 год

2010 год

Всего

НКТ

ЭЦН

Всего

НКТ

ЭЦН

Месторождение

18

12

6

14

9

5

Таблица 2. 11

Распределение аварий на скважинах, оборудованных УЭЦН, по характеру расчленения за 2009−2010 гг.

Аварийные элементы

2009 год

2010 год

Всего

Новое

Рем.

Всего

Новое

Рем.

Обрыв по резьбе НКТ

12

3

9

9

3

6

Фланцевые соединения модуль секций

4

1

3

4

2

2

Резьбы концевых деталей

2

1

1

1

1

0

ИТОГО по узлам ЭЦН

6

2

4

5

2

3

Всего

18

5

13

14

6

8

Как видно из таблицы 2. 11 по прежнему максимальное количество расчленений произошло по элементам подвески 9 аварий в 2010 году против 12 в 2009 году. Данный факт говорит о значительном улучшении технологической дисциплины при проведении подземного ремонта скважин в НГДУ. Необходимо отметить, что 2 аварии произошло по вине Синарского трубного завода. Основными причинами аварийности по элементам подвески является несвоевременная замена подвесок марки N-80 по НГДУ «Комсомольскнефть» на скважинах содержащих в добываемой жидкости сероводород. Учет наработки НКТ проводится недостаточно хорошо. Равное количество аварий произошло по фланцевым соединениям 4 аварии в 2009 году и столько же в 2010 году от общего количества по узлам ЭЦН. Снизилось количество аварий происходящих по концевым деталям (срыв резьбы) с 2 до 1 аварии. Для предотвращения таких аварий в 2010 году внедрен стенд неразрушающего контроля «Тьюбоскоп» для дефектоскопии концевых деталей. Из общего количества расчленений по узлам ЭЦН (по узлу модуль секций) 2 случая произошло по оборудованию прошедшему ремонт ЦБПО ЭПУ, 1 случай по новому оборудованию завода «Алнас», 1 авария по насосам завода «Лемаз» и один случай с оборудованием «Новомета». Уменьшение количества аварий по оборудованию прошедшему капитальный ремонт в ЦБПО ЭПУ объясняется тем, что все корпусные и концевые детали проходят через участок реставрации.

Самая большая наработка до аварии 389 суток по оборудованию завода «Алнас», далее по наработке 270 суток по оборудованию завода «Лемаз».

Наработка на полет в целом осталась без изменений табл. 2. 12.

Таблица 2. 12

Наработка на полет (в сутках) за 2009−2010 гг.

2009 год

2010 год

Наработка на полет

Наработка на полет

Наработка на полет

Наработка на полет

ЭЦН

НКТ

ЭЦН

НКТ

Месторожд.

243

378

186

240

162

293

2.9 Причины аварий и отказов оборудования УЭЦН за 2010 год

Из выше проведенного анализа неэффективных ремонтов и аварий на скважинах, оборудованных УЭЦН, причины отказов оборудования можно разделить на две группы:

1. Эксплуатационные причины (рис. 2. 7):

· перегрев плоского удлинителя — 8 аварий;

· работа УЭЦН в кривизне — 4 аварии;

· некачественный вывод на режим — 4 аварии;

· негерметичность лифта и обрыв по резьбе НКТ — 11 аварий;

· засорение и солеотложения ЭЦН -7 аварии;

· асфальтоотложение в трубах УЭЦН — 22 аварии;

· эксплуатация при повышенном содержании мехпримесей — 12 аварий;

· эксплуатация УЭЦН вне зоны напорной характеристики — 12 аварий.

2. Отказы в работе узлов установок. В нашем случае отказы произошли только по фланцевым соединениям модуль секций — 4 аварии, и по резьбе концевых деталей — 1 авария.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой