Анализ работы скважин оборудованных УЭЦН на Повховском месторождении

Произошло увеличение количества ремонтов УЭЦН не ОГС по вине НГДУ на 1,8 ремонта, подрядных организаций на 3,75 ремонта, КЦТБ на 0,5 ремонта, ЗАО «Ойл Памп» на 1,13 ремонта и по не установленным на 2,6 ремонта в месяц. Снизилось число ремонтов по вине УРС с 6,25 до 4,22 в месяц.

 

 

 

         Таблица 2.3. 2

Виновник	Кол-во ремонтов за июнь	За 6 мес. 2005 г. (среднемес.)	2004 год (среднемес.)
НГДУ	16,33	18,7	16
УРС	4,83	4,22	6,25
ЗАО «О-П»	7,33	8,9	7,75
КЦТБ	0	0,5	0,45
Энергоснабжение	0	0,2	0,25
Подр. организации	2	5,75	0,8
Не установлена	4	5,16	2,58
Всего ремонтов не ОГС:	33	237	410

 

 

 

           Таблица 2.3.3

                      Основные причины ремонтов по вине НГДУ

 

Причина	НГДУ	Ср.мес 2005 г.	Ср.мес 2004 г.	Откл +,-
Неправильный подбор	1,5	0,25	0,3	-0,05
Некачественный ВНР	3	0,5	0,17	+0,33
Бесконтрольная эксплуат.	0,5	0,08	0,17	-0,09
Солеотложения	25	4,16	2,8	+1,36
Засорение насоса	9	1,5	2,9	-1,4
Снижение Ндин.	5	0,83	1,49	-0,66
ГТМ	31	5,16	5,3	+0,33
Прочие	37,33	6,22	2,9	+3,4
Всего не ОГС:	107,83	17,8	16	+1,8

 

 

Увеличилось число ремонтов не ОГС по причинам: не качественный ВНР, солеотложения, ГТМ и прочие(табл.2.3.3.); снизились по причинам: бесконтрольная эксплуатация, засорение насоса, снижение Нд.

 

 

 

                  Основные причины ремонтов по  вине УРС

 

     Из 237 ремонтов скважин  не ОГС за 6 месяцев по фонду  УЭЦН, 25.3 (10,7%) ремонтов произошло  по вине УРС.

     По причинам ремонты распределились таким образом:

• мех. повреждение кабеля: 14 ремонтов.
• некачественная подготовка скважин: 2 ремонта.
• нарушение технологии ремонта: 9,33 ремонта.

 

           Основные причины ремонтов  по  вине ЗАО «Ойл – Памп»

 

Из 237 ремонтов скважин не ОГС за 6 месяцев по фонду УЭЦН, 39,33 ремонтов произошло по вине ЗАО «Ойл – Памп» (табл. 2.3.1.4).

 

   Таблица 2.3.1.4

Причина	Кол-во ремонтов
Некачественный ремонт кабеля	3
Некачественный монтаж	3
Некачественный ремонт двигателя	1,5
Некачественный ремонт гидрозащиты	5
Некачественное изготовление кабельной муфты	10
Снижение изоляции ПЭД	9
Снижение изоляции кабеля	13,5
Заводской брак  насоса, кабеля и др.	3
Неправильная комплектация	1
Не представлено оборудование для расследования	0
Прочие	4,33
ВСЕГО:	53,33

 

 

 

              Анализ причин отказов УЭЦН и характерные неполадки

                           

 

1. Агрегат не запускается:

• неисправность в схеме управления шкафа управления;

• низкое напряжение на поверхности, низкое напряжение на двигателе;
• обрыв в кабеле или двигателе;
• пробой изоляции кабеля или двигателя;
• заклинило насос, уплотнительную секцию или двигатель;
• неисправен полупроводниковый контролер.

2. Производительность насоса ниже номинальной или отсутствует:

• неправильное направление вращения;
• низкое давление всасывания, низкий уровень жидкости в скважине;
• засорена или закрыта выкидная линия или трубопровод;
• утечка НКТ, низкое напряжение;
• засор на входе насоса.

3. Агрегат останавливается:

• опорожнена скважина или насос наполнился газом;
• поломка вала агрегата.
• Отключается реле перегрузки:
• пониженное напряжение;
• неправильные уставки перегрузки;
• утечка в обратном клапане;
• обрыв фазы;
• пробой изоляции;
• перегружен или поврежден двигатель.

4. Агрегат работает 10-15 секунд и останавливается:

• слишком высокая уставка реле минимального тока;
• не подключено реле минимального тока;
• неисправность полупроводникового контроллера;
• скважина опорожнена или насос наполнился газом;
• грязные контакты реле минимального тока;
• вспомогательные органы управления;
• сломан вал агрегата.

5. Агрегат не запускается после остановки:

• Не работает самопишущий амперметр:
• нет контактов вывода амперметра;
• рычаг с пером застопорен.

6. Агрегат потребляет слишком большой ток:

• агрегат находится в искривленном участке скважины;
• повышенное или пониженное напряжение;
• насос большой производительности работает в обратном направлении;
• насос имеет слишком много ступеней;
• тяжелая или вязкая жидкость.

7. Агрегат запускается при установке в положение «РУЧН» и «АВТ»:

• в схеме переключения с ручного режима на автоматический  есть ошибки.

     Разбаланс фазных  токов:

• неисправный трансформатор, кабель и  (или) двигатель;
• неисправный источник электроэнергии

 

 

2.4 Пути оптимизации работы скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов

 

Существенным резервом повышения технико-экономических показателей эксплуатации (увеличения межремонтного периода работы скважины и снижения удельного расхода электроэнергии на подъем нефти) и дебита нефти добывающих скважин является оптимизация режима работы насосного фонда.

При решении задачи оптимизации работы установок погружных электроцентробежных насосов, можно пойти как по пути технологической оптимизации (максимальные МРП работы и дебит скважины), так и по пути экономической оптимизации (минимальные затраты на добычу нефти).

В первом случае для выявления влияния геолого-технических и технологических факторов на межремонтный период работы скважин, оборудованных установками ЭЦН используют данные по конструкции скважин (интервалы перфорации, инклинометрия) и данные о работе скважины, оборудованной УЭЦН.

Обработку исходных данных производят с использованием регрессионного анализа. Регрессия подбирает график для набора наблюдений с помощью метода наименьших квадратов. Регрессия используется для анализа воздействия на отдельную зависимую переменную значений одной или более независимых переменных.

Результатом регрессионного анализа является зависимость вида:

                   (2.4.1)

   

где     МРП – межремонтный период работы скважины;

В – обводненность;

Ннас – глубина подвески насоса;

Ндин – динамический уровень;

Z – зенитный угол в интервале подвески;

dZ10 – искривление ствола скважины в интервале подвески;

Qн – подача УЭЦН номинальная;

Qф – дебит скважин фактический;

k1 – k7 – коэффициенты регрессии.

 

Коэффициенты регрессии отражают влияние (вес) независимой переменной на межремонтный период работы скважины; k0 – постоянная линейной регрессии.

Далее изменяя входные параметры каждой скважины определяют максимально возможный межремонтный период работы. Экономический эффект получают за счет увеличения МРП, т.е. снижается число ремонтов и соответственно затраты на ремонт скважин, а также скважина меньше времени находится в простое (в ремонте), что ведет к дополнительной добыче нефти и соответственно к дополнительной прибыли.

В случае экономической оптимизации определяют скважины, на которых установлены установки электроцентробежных насосов большей мощности, т.е. те скважины, дебит которых гораздо меньше номинальной подачи  установки ЭЦН.

Критерием несоответствия скважины и установки погружного электроцентробежного насоса является коэффициент подачи:

 

                                                                                 (2.4.2)

 

где     QФ – дебит скважины фактический;

Qн – номинальная подача установки ЭЦН.

 

При смене установки погружного электроцентробежного насоса большей производительности на установку меньшего типоразмера экономический эффект получают за счет увеличения к.п.д. установки и снижения потребления электроэнергии, т.е. не форсируя добычу нефти, но снижая затраты на ее добычу можно получить дополнительную прибыль

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3  ПРОВЕРОЧНЫЕ РАСЧЕТЫ И ПОДБОР  ОБОРУДОВАНИЯ

 

Задача расчетов заключается в том, чтобы для каждой конкретной скважины с учетом ее характеристик подобрать все звенья УЭЦН и глубину спуска насоса. Решение ее связано с выполнением большого объема вычислительной работы с применением ЭВМ . 

Так как УЭЦН работают в различных нефтедобывающих районах (Западная Сибирь, Башкирия, Татария и т. д.) специфика каждого из районов, по геологическим и климатическим условиям разная. Поэтому существует множество методик для подбора УЭЦН, справедливых для того или иного месторождения. Единой методики подбора оборудования и режима работы установок нет.

 

3.1  Принцип упрощенного  подбора УЭЦН (предложенный П.Д.Ляпковым) для случая, когда дебит жидкости скважины в стандартных условиях задан

 

Вначале устанавливают необходимые исходные данные: выбирают уравнение притока; определяют свойства нефти, воды, газа и их смесей; конструкцию эксплуатационной  обсадной колонны. Глубину спуска насоса Lн находят с учетом расходного газосодержания нефтегазового потока на входе βвх. Для этого строят кривые распределения давления и расходного газосодержания потока β вдоль обсадных труб шагами от забоя снизу вверх, начиная от заданного забойного давления, определяемого по уравнению притока  для  известного дебита (кривые 1 и 3 на рисунке 1).

Расходное газосодержание потока определяют по формуле:

 

                 β=V/(V+q)                                                                                 (3.1.1)

 

По кривой 3 оценивают предварительную глубину спуска насоса (по допустимым значениям объемного газосодержания на приеме насоса;

 βвх = (0,05¸0,25) и давление Рвх (по кривой 1).