Файл: Характеристика месторождения.docx

ВУЗ: Не указан

Категория: Реферат

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 24.10.2023

Просмотров: 1209

Скачиваний: 9

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

Studlancer.net - закажи реферат, курсовую, диплом! Введение Верхнеколик-Еганское месторождение является крупным активом ТНК-ВР. Из-за своего сложного строения считается уникальным. ОАО «Варьеганнефтегаз» прогрессивное, развивающееся предприятие применяющее на производстве новые техники технологии.Главным принципом ВНГ считается повышение объемов добычи, при этом безопасное и экологичное введение работ. В последнее время на предприятии наблюдается тенденция увеличения наработки на отказ. Этому способствовала оптимизация режима работы скважины, применене новых эффективных ингибиторов, повсеместная интеллектуализация добычи, полимерные покрытия НКТ и т.д.Основным параметром, используемого для анализа наработки фонда скважин, оборудованных УЭЦН, является наработка на отказ. По регламенту эксплуатации УЭЦН ТНК-ВР, расчет показателя производиться следующим образом: сумма отработанного количества суток всеми УЭЦН за скользящий год относится к суммарному количеству отказов УЭЦН за скользящий год. Данный параметр является универсальным показателем который наиболее объективно позволяет провести анализ работы фонда УЭЦН. Характеристика месторождения 1.1 Общие сведения о месторождении электроцентробежный насос месторождение геологическийВ административном отношении Верхне-Колик-Еганское месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области и находится в 225 км северо-восточнее районного центра г. Нижневартовска. (рис. 1.1)Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются поселки Ваховск (180 км), Колик-Еган (120 км), Ларьяк (150 км). Районный центр г. Нижневартовск является крупным речным портом в Среднем Приобье, связан железной дорогой с городами Сургут, Тобольск, Тюмень. Рядом с месторождением находятся Бахиловское, Северо-Хохряковское, Сусликовское и Варынгское разрабатываемые месторождения.В орографическом отношении район месторождения расположен в центральной части Западно-Сибирской низменности, в бассейне р. Вах и представляет собой сглаженную равнину. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от +50 до +120 м, относительное расчленение достигает 65–70 м.Гидрографическая сеть представлена реками Колик-Еган, Сарм-Сабун, Лунг-Еган и другими более мелкими водотоками. Реки несудоходны. На юго-востоке имеются озера термокарстового происхождения, наиболее крупные из них Вереп-Эмтор и Васич-Эмтор.Климат района резко континентальный. Зима продолжительная, морозная и снежная, часты метели и снегопады. Мощность снежного покрова достигает 1,5 м. Безморозный период продолжается около 90 дней в году, а период устойчивых морозов в среднем 180 дней. Температура воздуха зимой достигает (-50ºС) – (-55ºС). Лето короткое, сравнительно теплое и дождливое. Летние месяцы имеют устойчивые положительные температуры, достигающие +30ºС.Среднегодовое количество атмосферных осадков составляет 500–550 мм. Из этого количества 400 мм выпадает в теплый период с апреля по октябрь.Уровень грунтовых вод колеблется от 0 до 25 м. Глубина промерзания почвы на открытых участках достигает 1,3–1,7 м.Верхне-Колик-Еганское месторождение расположено в южной геокриологической зоне, для которой свойственно существование реликтовой мерзлоты. Кровля ее залегает на глубинах от 70 м до 220 м, а подошва – от 100 м до 280 м. Толщина мерзлоты 30–60 м.В экономическом отношении район стал развиваться в связи с постановкой геологоразведочных работ, но степень его освоения была невысокой по сравнению с более южными частями Нижвартовского района. Плотность населения составляет менее 1 человека на 1 км2. Коренное население живет в небольших поселках по берегам рек и занимается традиционными видами промысла – охотой, рыболовством, оленеводством.Разведочные работы на месторождении проводились Вахской НГРЭ ПГО «Мегионнефтегазгеология», базирующейся в поселке Ваховск. Необходимое оборудование, материалы и технические средства завозятся на базу экспедиции из г. Тюмени как по железной дороге, так и водным путем по рекам Тура, Иртыш, Тобол и Обь в период навигации, который длится около 5 месяцев.Непосредственно на территории месторождения источниками временного водоснабжения служит река Колик-Еган с ее основными притоками Охорг-Игол и Лунг-Еган, а также озера, такие как Вереп-Эмтор, Колым-Эмтор и др. Вода в реках гидрокарбонатно-кальциевая. Обзорная карта района с указанием соседних месторождений1.2 История освоения месторожденияВерхнеколик-Еганское месторождение с уникальным этажом нефтяных, нефтегазовых и газовых пластов было открыто в 1986 году, введено в промышленную эксплуатацию в 1990 году. Оно относится к числу крупных активов ТНК-ВР и обеспечивает более 75% добычи ОАО «Варьеганнефтегаз». В продуктивном разрезе месторождение имеет 62 пласта. Это одно из самых отдаленных месторождений предприятия, поэтому коллектив нефтепромысла трудится вахтовым методом.Потенциал этого месторождения продолжает оставаться высоким. Перспективы развития связываются с бурением новых скважин на основе уточняющего поисково-разведочного бурения, с наращиванием объема проводимых геолого-технических мероприятий, вовлечением в разработку новых пластов и площадей. Также на месторождении ведется подготовительная работа к разработке газоконденсатных и газовых пластов.Разрабатываются проекты строительства на Верхнеколик-Егане вакуумной компрессорной станции и газотурбинной электростанции для утилизации попутного нефтяного газа и выработки собственной электроэнергии.Текущая добыча нефтепромысла составляет 4600 тонн нефти в сутки.2. Геологическая часть2.1 СтратиграфияГеологический разрез Верхнеколик-Еганского месторождения представлен метаморфизованными породами девонского возраста, слагающими фундамент, и мощной (свыше 3000 м) толщей терригенных образований мезо-кайнозойского осадочного чехла (рис. 2.1). Рис. 2.1. Выкопировка из «Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты», (Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты, под ред. В.И. Шпильмана, 1998). Изученные месторождения: 1 – Верхнеколик-Еганское.Палеозойская группа (РZ)Представлена только девонской системой.Девонская система (Д)Отложения, девонской системе, слагают фундамент и сложенные сланцы. В кровельной части породы фундамента – трещиноватые, выветрены и образуют кору выветривания.Мезозойская группа (Мz)Мезозойская группа представлена триасовой, юрской и меловой системами.Триасовая система (Т)Породы триасовой системы представлены маломощной аргиллитовой либо песчано-кремнисто-аргиллитовой толщей, несогласно перекрывающей породы фундамента.Выше по разрезу породы перекрываются осадочными терригенными отложениями юрской системы.Юрская система (J)Юрская система в разрезе месторождения представлена всеми тремя отделами.Нижний-средний отделы (J1-2)Нерасчлененные нижний – средний отделы юрской системы представлены тоарским (J1t) – ааленским (J2а) ярусами, объединенными согласно местной стратиграфической схеме в худосейскую свиту.Худосейская свита сложена континентальными песчано-глинистыми отложениями, представляющими собой переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов. К песчаным пластам худосейской свиты приурочены продуктивные горизонты ЮВ11 и ЮВ10. Общая толщина худосейской свиты изменяется от 103 м до 224,6 м.Средний отдел (J2)Средний отдел в разрезе месторождения представлен всеми ярусами и по региональной стратиграфической схеме Западной Сибири соответствует тюменской свите.Тюменская свита (аален-байос-бат) сложена континентальными песчано-глинистыми отложениями, отличительными особенностями которых являются:– ритмичное, частое и неравномерное переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников;– обилие обугленного растительного детрита и большое количество прослоев каменного угля, толщина которых изменяется от 1 см до 4 м.Аргиллиты тюменской свиты – средней крепости, с прослоями угля и включениями растительных обугленных остатков, слюдистые.Алевролиты – монолитые, слюдистые.Песчаники – от мелкозернистых до среднезернистых, плотные, полимиктовые, часто нефтенасыщенные. Они группируются в крупные пласты, в том числе продуктивные – от ЮВ2 (в кровле) до ЮВ92 (в подошве).Общая толщина тюменской свиты колеблется от 360–404 м.Верхний отдел (J3)Верхний отдел в разрезе месторождения представлен всеми своими ярусами: келловейским, оксфордским, кимериджским и волжским. В строении его участвуют прибрежно-морские, мелководно- и глубоководные отложения, характеризующиеся сокращенными толщинами и увеличением глинистых пород вверх по разрезу.Келловей-оксфордский ярусы (J3к – J3о)Келловей-оксфордскому ярусам в стратиграфической схеме мезозойских отложений Западной Сибири соответствует наунакская свита.Отложения наунакской свиты сформировались в прибрежно-морских мелководных условиях и литологически представлены песчано-глинистой толщей, песчанистость которой заметно увеличивается вверх по разрезу. По этому признаку свита делится на несколько частей.Так, в нижней части песчаные пласты разделены равноценными по толщине пластами аргиллитов и аргиллитоподобных глин.Средняя часть – преимущественно песчаная. Песчаники мелко- и среднезернистые на глинисто-известковистом и известковисто-кремнистом цементе, слюдистые и полимиктовые. Среди песчаников выделяются разности с хорошими коллекторскими свойствами, с которыми связан продуктивный пласт ЮВ12-3.Верхняя часть наунакской свиты представляет собой переслаивание песчаников и маломощных прослоев аргиллитоподобных глин. К этой части разреза приурочен продуктивный пласт ЮВ11, который не выдержан по площади и по толщине.Толщина свиты изменяется от 50 м до 80 м.Кимериджский ярус (J3km)Кимериджский ярус в разрезе представлен в объеме георгиевской свиты.Георгиевская свита литологически представлена аргиллитами в различной степени алевритистыми, глауконитовыми, тонкоотмученными. Общая толщина свиты составляет 5–20 м.Волжский ярус (J3v)Отложения волжского яруса завершают разрез верхнего отдела юрской системы и в региональной стратиграфической схеме Западной Сибири отвечают по объему большей части баженовской свиты.Баженовская свита (волжский – низы берриаса) является региональным литологическим репером. Породы баженовской свиты представляют собой глубоководные морские отложения юры: аргиллиты битуминозные, массивные и плитчатые, прослоями известковистые. Особенностью баженовской свиты является ее небольшая толщина, составляющая 6 – 13,4 м.Меловая система (К)Отложения меловой системы – нижнего и верхнего ее отделов, толщиной более 200 м. без перерыва залегают на породах позднеюрского возраста.Нижний отдел (К1)Нижнемеловые отложения представлены морскими, прибрежно-морскими и континентальными терригенными образованиями.В разрезе нижнего отдела установлены все ярусы в объеме которых выделяются (снизу вверх): куломзинская, тарская, вартовская и нижняя часть покурской свиты.Куломзинская свита (К1в-Кv) залегает в основании нижнемелового комплекса, а сложена песчано-глинистыми отложениями неоднородного строения и состава. По литологическому признаку и положению в разрезе в куломзинской свите выделяются снизу вверх: подачимовская, ачимовская, песчано-глинистая толщи.Подачимовская толща представлена аргиллитоподобными глинами с редкими прослоями алевролитов. Толщина ее колеблется от 6 м до 21 м.Ачимовская толща сложена преимущественно песчаниками от мелко – до среднезернистых, с прослоями аргиллитоподобных глин. В нижней части разреза песчаники образуют песчаные пачки, к которым приурочены продуктивные пласты Ач БВ16 – Ач БВ19 в клиноформном залегании. Разделом между ними служат алевролиты и аргиллитоподобные глины, толщина которых по разрезу заметно меняется. Внизу эти разделы незначительны и песчаные пачки оказываются сближенными. Выше по разрезу толщина глинистых разделов увеличивается. К верхней части приурочены продуктивные пласты АчБВ14 - АчБВ152, которые постепенно сближаясь с пластом АчБВ16 в западном направлении, переходят от шельфового залегания к клиноформному.Кровля ачимовской толщи совпадает с кровлей пласта Ач БВ14.Толщина ее изменяется с запада на восток от 62 м до 162 м.Песчано-глинистая толща завершает разрез куломзинской свиты. Сложена она аргиллитоподобными глинами с отдельными и редкими прослоями алевролитов и песчаников. Содержит продуктивный горизонт БВ13. Толщина толщи колеблется от 45 м до 132 м.Толщина куломзинской свиты увеличивается в восточном направлении от 157 м до 225 м.Тарская свита (К1V) сложена чередующимися песчаниками, алевролитами и аргиллитами, сформировавшимися в условиях прибрежного мелководья.Песчаники глинистые, прослоями известковистые, от мелко- и среднезернистых до крупнозернистых в нижней части разреза, нефтенасыщеные. Среди них выделены продуктивные горизонты: БВ8-БВ12, хорошо прослеживаемые по всей территории месторождения.Толщина отложений тарской свиты колеблется от 158 м до 204 м.Вартовская свита (К1V1-К1а) сложена прибрежно-морскими и континентальными терригенными отложениями, для которых характерна фациальная изменчивость по разрезу и площади. Отложения вартовской свиты подразделяются на три подсвиты.Нижняя подсвита объединяет продуктивные горизонты группы «Б» (БВ7-БВ1), песчаники продуктивных горизонтов от тонкозернистых до мелко- и среднезернистых различной крепости, иногда уплотненные на глинистом, реже – глинисто-кремнистом цементе, слюдистые, иногда слоистые за счет переслаивания аргиллитов.Толщина нижней подсвиты изменяется от 104 м до 135 м.Средняя подсвита объединяет продуктивные песчаные пласты группы «А» (АВ7-АВ2). Песчаные пласты, сложенные в основном мелко- и мелко-среднезернистыми разностями, характеризуются фациальной изменчивостью, что затрудняет их уверенное прослеживание по площади. Толщина этих отложений изменяется от 209 м до 268 м.К верхней подсвите вартовской свиты отнесена сравнительно маломощная (23–54 м) песчано-глинистая толща пород, сформировавшаяся в прибрежно-морских условиях, отложения подсвиты представлены аргиллитами и мелкозернистыми слюдистыми песчаниками. К этой части разреза приурочен продуктивный пласт АВ1, который по литологическим признакам разделен на АВ11 и АВ12.Толщина вартовской свиты колеблется от 362 м до 424 м.Нижний-верхний отделы (К1-2)К отложениям нижнего и верхнего отделов меловой системы, объединенных в покурскую свиту, отнесены континентальные и частично прибрежно-морские осадки апт-альбского и сеноманского возраста.Покурская свита (К1а-К2с) сложена мощной толщей переслаивающихся песков, песчаников, алевролитов, глин и аргиллитов. Песчанистость свиты вверх по разрезу заметно увеличивается. Для отложений покурской свиты характерна сильная фациальная изменчивость.По диаграммам ГИС отчетливо устанавливается трехчленное строение покурской свиты:– нижняя часть, объединяющая пласты ПК17-ПК22, характеризуется частым ритмичным чередованием пластов с высокоомными и низкоомными значениями КС (стандартного каротажа);– средняя,

Отложения ачимовской толщи

Пласты группы ПК

Таблица 2.1.1. Компонентный состав пластовой нефти

Таблица 2.1.2. Компонентный состав растворенного в нефти газа по глубинным пробам нефти (однократное разгазирование)

Таблица 2.1.3. Компонентный состав растворенного в нефти газа по глубинным пробам нефти (ступенчатая сепарация)

Таблица 3.1.4. Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации с начала разработки

5. Капитальные затраты.

где: Прt – прибыль руб./год.

Н – налог руб./год.



– отсутствует при температуре пластовой жидкости до 90°С;

– Т-при температуре пластовой жидкости до 120°С;

– Т1-при температуре пластовой жидкости до 170°С;

5. Габаритная группа (4, 5, 5А, 6,8);

6. Номер разработки;

Г К Х М А Х Л Х Д Х Э

  1. Гидрозащита

  2. Исполнение коррозионностойкости (отсутствует при обычном исполнении)

  3. Исполнение нагревостойкости:

Т – при температуре пластовой жидкости до +120°С,

Т1-при температуре пластовой жидкости до +170°С

  1. Модульное исполнение

  2. Завод-изготовитель ОАО ≪АЛНАС ≫

  3. Габаритная группа

  4. Л – лабиринтная камера

  5. Количество диафрагменных камер, соединенных параллельно (образующих единую полость)

При одной диафрагменной камере цифра единица не ставится

  1. Д – диафрагменная камера

  2. Д – дополнительная диафрагменная камера, соединенная последовательно (образующая отдельную полость, разделенную торцовым уплотнением и клапаном)

  3. Эвольвентное соединение валов (при прямобочном шлицевом соединении исполнения буква Э не ставится)




Тип гидрозащиты

Комплектуется с электродвигателем габарита, мм

1Г (К, Т, Т1) 57М

103,117

2Г (К, Т, Т1) 57М

103,117

2Г (К, Т, Т1) 5А7 (Э)

117

2Г (К, Т, Т1) 67 (Э)

130

1Г(Т) 87

180

ТТМА4Л2Д

96

Г (К, Т) МА5ЛДД

103,117

Г (К, Т) МА5АЛД

117

Г (К, Т) МА6Л2ДЭ

130


4.4 Кабель
Подвод электроэнергии к электродвигателю установки погружного насоса осуществляется через кабельную линию, состоящую из питающего кабеля и муфты кабельного ввода для соединения с электродвигателем. В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить: – Кабель марок КПБК или КППБПС – в качестве основного кабеля. – Кабель марки КПБП (плоский) – Муфта кабельного ввода круглая или плоская. Кабель КПБК состоит из медных однопроволочных или многопроволочных жил, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой прочности и скрученных между собой, а также подушки и брони. Кабели марок КПБП и КППБПС в общей шланговой оболочке состоят из медных однопроволочных и многопроволочных жил, изолированных полиэтиленом высокой плотности и уложенных в одной плоскости, а так же из общей шланговой оболочке, подушки и брони. Кабели марки КППБПС с отдельно отшлангованными жилами состоят из медных одно-, многопроволочных жил, изолированных в два слоя полиэтилена высокого давления и уложенных в одной плоскости.


Рабочие характеристики

Кабель марки КПБК имеет: Рабочее напряжение, В – 3300 Допустимое давление пластовой жидкости, МПа – 19,6 Допустимый газовый фактор, м/т – 180 Кабель марки КПБП имеет: Рабочее напряжение, В – 2500 Допустимое давление пластовой жидкости, МПа – 19,6 Допустимый газовый фактор, м/т – 180 Кабель марки КПБК и КПБП имеет допустимые температуры окружающей среды от 60 до 45 С воздуха, 90 С – пластовой жидкости.

Кабель КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначен для эксплуатации при температуре окружающей среды до+160оС.

Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К38 (К46) круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны изолированные жилы плоского кабеля с помощью резинового уплотнителя.

К токопроводящим жилам прикреплены штепсельные наконечники.

Круглый кабель имеет диаметр от 25 до 44 мм. Размер плоского кабеля от 10,1х25,7 до 19,7х52,3 мм. Номинальная строительная длина 850, 1000¸1800 м.
Марки и элементы конструкции

Марка кабеля

ГОСТ, ТУ

Макс. рабочая температура, °С

Конструктивные особенности

КПБК

ТУ 16–505.129–82

90

С изоляцией из двух слоев полиэтилена высокой плотности, со скрученными жилами (круглый)

КПБП

90

То же, с параллельно уложенными жилами (плоский)

КПБТ

ТУ 16.К56–025–97

110

С изоляцией из полипропиленовой композиции, со скрученными жилами (круглый)

КПБПТ

110

То же, с параллельно уложенными жилами (плоский)

КЭПБТ

110

То же, что и КПБТ, с эмалевым покрытием жил

КЭПБПТ

110

То же, плоский

КППБКТ

ТУ 16.К13–012–92

120

С изоляцией из слоя облученного полиэтилена и слоя полипропиленовой композиции, круглый

КППБПТ

120

То же, плоский




Число жил, сечение, мм

КПБК

КПБП

Внешний d, мм

Масса, кг/км

Внешний d, мм

Масса, кг/км

3 х 6

24,2

679,5

10,7 х 26,6

730,1

3 х 10

28,5

907,9

13,5 х 32,7

967,2

3 х 16

30,4

1135,0

14,4 х 35,4

1195,8

3 х 25

33,0

1461,9

15,4 х 39

1524,0

3 х 35

35,2

1805,2

16,6 х 42

1866,5



Технические характеристики

Кабели предназначены для эксплуатации скважинной жидкости, содержащей нефть, а также воду и газ со следующими показателями:

– содержание воды

до 100%

– водородный показатель попутной воды

РН 6,0–8,5

– концентрация сероводорода не более

0,01 г./л

– гидростатическое давление не более

25 МПа

– газовый фактор не более

500м33

Ток утечки при напряжении постоянного тока 18 кВ, пересчитанный на 1 км длины и ^+200С, не более:

1х10-5А

Электрическое сопротивление изоляции, пересчитанное на длину 1 км и 10+200С, составляет не менее

2500 МОм

Раздавливающее усилие кабелей не менее:

– для кабелей с жилами сечением 8 мм2;

98 кН (10 тс)

– для кабелей с жилами остальных сечений.

158 Кн (16 тс)

Кабели стойки к воздействию смены температур при неподвижной прокладке:

от – 600С до +900С

Относительная влажность воздуха (при t0 +35 0С)

98%

Радиус изгиба кабелей при спускоподъемных и перемоточных опе рациях не менее

380 мм

Спуско-подъемные и перемоточные операции с кабелем должны производиться при температуре не ниже (в условиях искусственного обогрева кабеля)

– 400С

Спуск кабеля в скважину и подъем из нее должны производиться плавно со скоростью не более:

0,25 м/с

Средний срок службы кабелей при соблюдении требований к условиям хранения и эксплуатации

5 лет


4.5 Наработка УЭЦН на отказ
Основным параметром, используемого для анализа наработки фонда скважин, оборудованных УЭЦН, является наработка на отказ. По регламенту эксплуатации УЭЦН ТНК-ВР, расчет показателя производиться следующим образом: сумма отработанного количества суток всеми УЭЦН за скользящий год относится к суммарному количеству отказов УЭЦН за скользящий год. Данный параметр является универсальным показателем который наиболее объективно позволяет провести анализ работы фонда УЭЦН.


последующем анализе работы фонда УЭЦН, данный параметр будет являться основным при выявлении причинно следственной связи между проводимыми техническими и технологическими мероприятиями и текущим состоянием работы УЭЦН на ВКЕ.

Распределение наработки на отказ с декабря 2010 года по март 2012. Из него следует что наработка на отказ в течении анализируемого периода увеличилась на девяносто суток. На данную положительную динамику оказали влияние такие факторы как, изменение парка УЭЦН с менее на более надежные. Данные изменения касались всех узлов УЭЦН: ЭЦН, ПЭД, гидрозащита, кабельная линия. Кроме того повлияла интелектуализация системы управления работы УЭЦН, а именно: установка более технологичных станций управлений (позволяющих изменять частоту переменного тока, наиболее оптимальным образом подбирать периодический режим работы) усиление контроля за работой фонда УЭЦН со стороны телемеханики, использование датчиков ТМС для отслеживания в режиме реального времени давления и температуры на приеме ЭЦН. Данные факторы будут более подробно рассмотрены ниже.

На ВКЕ месторождении основными факторами осложняющими эксплуатацию ЭЦН являются: АСПО, коррозия погружного оборудования, солеотложения и низкое давление на приема УЭЦН.

Из графика (4.5.1.) видно что в начале 2012 года произошло снижение наработки на отказ УЭЦН, что объясняется:

  • возгоранием ПС-35/6кВ К-32. 4 УЭЦНа, в связи с их высокой текущей наработкой (700 суток) на тот период скважины запустить не удалось по причине «клин»;

  • первопричиной отказа 10 скважин послужило отслоения покрытия PolyPlex, вследствии чего на внутренней поверхности НКТ образовались локальные участки без покрытия с благоприятными условиями для отложения АСПО;

  • 2 отказа было получено при тестирование системы ЭЦН+пакер, особенности конструкции которой не позволяют проводить профилактические мероприятия (обратная промывка УЭЦН ушедшего в клин, через затрубное пространство).

По стандартам ТНК-ВР преждевременными отказами считаются отказы на УЭЦН отработавшие менее 100 суток. Из рисунка 4.5.2. видно, что в течении исследуемого периода количество преждевременных отказов снизилось с 12%, до 7% и при этом количество отказов УЭЦН проработавших больше года увеличилось с 33%, до 55%.

Основные изменения парка УЭЦН которые привели к положительной динамике наработки на отказ являлись увеличение числа ЭЦН 5 группы с 16-до 25% и полное исключение к 2012 году ЭЦН 1 группы, что позволило безотказно эксплуатировать ЭЦН в более суровых условиях.


Изменения коснулись и парка ТМС: благодаря усилению электротехнической линии УЭЦН увеличилась надежность работы погружных датчиков ТМС, с 205-до 385 скважин (рис. 4.5.4.). 10 УЭЦН без ТМС на конец исследуемого периода обусловлено широким ассортиментом станции управлении и ТМС, что влечет за собой наличие вероятности несоответствия погружного датчика ТМС и наземного оборудования. Данная проблема является следствием отсутствия унифицированного стандартного протокола обмена данных, между датчиком ТМС и станцией управления разных заводов изготовителей.

Динамический уровень понизился с 1563 до 1787 метров из-за смены установок меньшего размера на тип большого размера, неравномерной системы заводнения, интенсивного отбора жидкости и снижения пластового давления, пластовое давление упало с 61 до 45,5 атмосфер (рис. 4.5.5.) На Верхнеколик-Еганском месторождении заглубляют установки в среднем до 2343 м, снижая забойное давления в среднем до 73 атм., что позволяет увеличить приток жидкости из пласта. Снижение давления на приеме УЭЦН в следствии названных выше явлений ведет к увеличению вероятности срыва подачи ЭЦН, увеличению объема свободной газовой фазы, усиление кавитации в рабочих органах ЭЦН, как следствие к перегреву ЭЦН и ПЭД.

В 2011 году основное число преждевременных отказов 48% (53 скважины) происходило по несвязанным с пластовыми условиями причинам (R 0, полет оборудования, не герметичность обсадной колонны, отказ наземного электрооборудования заводские дефекты оборудования и т.д.). 22% (24 скважины) преждевременных отказов происходит из-за твердых отложений солей. Механические примеси являются причиной преждевременных отказов в 18% случаев (20 скважинах). Коррозия оборудования ЭЦН является причиной отказов в 8% (9 скважинах). 4%(4 скважинах) отказов происходит по причине негативного влияния на оборудование АСПО. Дабы справится с проблемой отложения солей, коррозией и АСПО на внутренней поверхности НКТ в ВНГ активно используются НКТ с полимерным покрытием Poly Plex.

Рассмотрим так же динамику распределения преждевременных отказов с наработкой менее года за 1 квартал 2012 года. Отказов произошло по причинам не связанным с пластовыми условиями. Механические примеси привели к отказу 25%(5 скважинах). В 10% (2 скважинах) преждевременный отказ произошел по причине коррозии оборудования. Так же 10% (2 скважины) преждевременно отказали из-за отложения солей. 5%(1 скважина) одверглась влиянию АСПО.

Анализ причин отказа скважин оборудованных ЭЦН.