В фонде скважин, оборудованных ШГН, на долю отечественных ШГН приходится 89% скважин, на долю импортных 10%. Хотя по ШГН динамические уровни в целом достаточно низкие, здесь имеется потенциал для их оптимизации. Используются как не вставные, так и вставные ШГН. Станки-качалки типа СКД и импортные Vulkan. Глубина подвески ШГН составляет 1100-1600 метров. Используются также хвостовики.

Применение УЭЦН позволяет вводить нефтяные скважины в эксплуатацию как непосредственно после бурения, так и при переводе с фонтанного способа добычи нефти на механизированный способ.

Применение УЭЦН позволяет эффективно разрабатывать месторождения, находящиеся на поздней стадии эксплуатации, когда форсированные режимы работы являются одним из решающих факторов, существенно влияющих на объемы добычи нефти.

Наличие штанговой колонны, сложная кинематика станка, необходимость использования тяжелого оборудования при эксплуатации высокодебитных скважин сужают область применения штанговых установок. На промыслах широко распространены установки с погружными центробежными электронасосами (УПЭЦН), позволяющие при большой подачи развивать высокий напор, достаточный для подъема нефти с больших глубин.

2.4 Основные узлы и принцип действия УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении



Рисунок 2.1 – Принципиальная схема УЭЦН

1 – трансформатор, 2 – станция управления, 3 – кабельный барабан, 4 – оборудование устья, 5 – НКТ, 6 – бронированный электрический кабель, 7 – зажимы для кабеля, 8 – погружной многоступенчатый центробежный насос, 9 – приемная сетка насоса, 10 – обратный клапан, 11 – сливной клапан, 12 – узел гидрозащиты, 13 – погружной электродвигатель, 14 – компенсатор(или ТМС).

Принцип действия установки электроцентробежного насоса заключается в том, что жидкость, засасываемая через приемный фильтр, поступает на лопасти вращающегося рабочего колеса, под действием которого она приобретает скорость и давление. Для преобразования кинетической энергии в энергию давления, жидкость, выходящая из рабочего колеса, направляется в неподвижные каналы переменного сечения рабочего аппарата, связанного с корпусом насоса, затем жидкость,

---

выйдя из рабочего аппарата, попадает на рабочее колесо следующей ступени и цикл повторяется. Электроэнергия в ПЭД подается по кабелю через трансформатор и станцию управления.
2.5

Основные факторы, осложняющие работу скважин, оборудованных УЭЦН, являются: АСПО, отложения солей, наличие в продукции скважин механических примесей, кривизны ствола скважин, высокая вязкость продукции, образование стойких водонефтяных эмульсий, а в ряде случаев коррозионная активной среды.

Наиболее серьезные осложнения и отказы оборудования возникают в связи с отложением парафина, солей на забое скважин, в подъемных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т.д.

Отложение парафина и солей на рабочих органах установки, на стенки подъемных труб, арматуры и трубопроводов уменьшают (а некоторых случаях полностью прикрывают) проходное сечение, создавая дополнительные сопротивление движению продукции, как следствие этого, дебит жидкости уменьшается вплоть до полного прекращения подачи установки. К тому же значительное снижение производительности может привести к перегреву ПЭД и преждевременному выходу его из строя.

В результате отложения парафина и солей в скважинах происходит снижение проницаемости ПЗП и как следствие, падения дебита скважины.

Наличие в откачиваемой продукции механических примесей, кривизна ствола скважин обуславливают увеличение интенсивности износа рабочих органов и опор насоса, увеличение уровня вибраций погруженного агрегата, снижение срока службы УЭЦН, а в ряде случаев наряду с коррозией могут послужить причиной аварий связанных с падением оборудования на забой скважин.

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

1. Для снижения количества подъемов насосных установок по причине негерметичности 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.

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

2.6

По результатам работы фонда ЭЦН основными причинами снижения наработки на отказ в условиях Южно - Ягунского месторождения является:

• 
  старение оборудования скважин;
  
• 
  увеличение осложненного фонда скважин;
  
• 
  рост малодебитного фонда скважин.
  

Старение оборудования скважин, в первую очередь сказывается на герметичности НКТ. Из 29 ремонтов ЭЦН, не отработавших гарантийный срок, 3 отказа связано с не герметичностью НКТ. Не герметичности обычно выявляются на НКТ73В, и их характер – отверстия (трещины) по телу. Реальный единственный способ борьбы с этим является замена НКТ на новые.

При работе со скважинами, оборудованными ЭЦН, факторами, осложняющими их эксплуатацию в наших условиях, являются АСПО, механические примеси и солеотложения.

За год фонд ЭЦН, осложненных парафиноотложениями, составляет 74 скважины. Механизм борьбы с ними является механический способ, т.е. спуск механических скребков, но он не совершенен, так как возникают проблемы со скребками, особенно в зимний период (полеты и прихваты) и невозможно их спускать при низких температурах. Для предотвращения полетов скребков, начали внедрять противополетные муфты. В дальнейшем, по мере роста малодебитного фонда скважин проблема парафиноотложений будет усугубляться, и сегодня ясна необходимость отработки других способов по борьбе с данной проблемой.

При эксплуатации скважин на Южно- Ягунском месторождении становится вынос механических примесей. Они влияют в первую очередь на износ рабочих органов. По этой причине в ЦДНГ – 1 отказала одна установка и его наработка на отказ составила 266 суток. В большинстве случаев, это скважины, на которых недавно была проведена оптимизация работы скважины. На данный момент эта проблема решается путем перехода на износостойкое оборудование. Следующая по актуальности проблема при эксплуатации скважин становится солеотложение. Так в течение 2016 года по этой причине по ЦДНГ-1 отказало 2 установки со средней наработкой 174суток. Борются с этой проблемой путем обработок:

---

• 
  обработка ПЗП;
  
• 
  закачка ингибитора солеотложения в затрубное пространство рабочей скважины.
  

Проведем некоторый анализ за 2016 год и выведем основные причины отказов УЭЦН. За 2016 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. Основные причины отказов в работе УЭЦН представлены в приложении Б.

Рассмотрим эти отказы более подробно.

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.

2.7 Расчет стоимости ликвидации песчаных пробок методом обратной промывки

Таблица 3.1 Глинистый буровой раствор используемый при промывке

Наименование компонента	Единицы измерения	Значение
Техническая вода	Руб/ м3	250
Пластические глины	Руб/кг	50
Соляная кислота	Руб/т	2840

Таблица 3.2 Основное используемое оборудование

Наименование оборудования	Единицы измерения	Значение
ЦА-320 (цементировочный агрегат)	Руб.	2147,56
АЦ-10 (нефтепромысловая автоцистерна)	Руб.	2200,80

Таблица 3.3 Вспомогательное оборудование

Наименование оборудования	Единицы измерения	Значение
Винтовой компрессор	Руб.	1500
Промывочный шланг	Руб.	1000
Промывочные головки	Руб./шт	500
Вертлюги	Руб./шт	500

---

Для бурения с обратной промывкой специалисты используют установки УРБ-3АМ, 1БА-15 и УРБ-3А3.

---

Смотрите также файлы

• 7. Травматический шок.doc

• 1. Способы собирания доказательств в уголовном процессе.doc

• Вседозволенность и рамки как неравенство в отношениях.odt

• Методические рекомендации по учебной дисциплине История 35. 01. 01 Мастер по лесному хозяйству.docx

• Программа школьного спортивного клуба Быстрее! Выше! Сильнее! Срок реализации 20212025.docx