5.2. Сопоставление расчетов по подбору уэцн и работа скважин с фактическим режимом

Программа Well Flo позволяет проводить достаточно точные расчеты по подбору погружного оборудования УЭЦН. На основе анализа работы спущенного оборудования УЭЦН выяснено, что на конец апреля 2004 года из работающих 100 скважин 24 работают с недостатком притока из пласта (производительности за левой границей рабочей зоны), 10 скважин работают на грани нехватки притока из пласта, на 6 скважинах необходимо провести промывку насосов, на 4 скважинах эксплуатирующихся с частотными преобразователями необходимо увеличить частоту питающего напряжения. И только на 45 скважинах насосы работают в полном соответствии с расчетами на погружное оборудование УЭЦН. По ряду скважин недостаток притока связан с проводимыми на них ГРП и выносом проппанта из-за недостаточного закрепления в призабойных зонах скважин. Поэтому происходит засорение механизмов ЭЦН проппантом и мех.примесями (частицами разрушенной при ГРП породы пласта).

Из рисунка 5.6 видно, что с увеличением эксплуатационного фонда скважин и от количества проводимых ГРП, снижается МРП.

Рисунок 5.6 Динамика работы эксплуатационного фонда

5.3 Причины отказов уэцн

На 01.05.2004 года эксплуатационный фонд с УЭЦН составляет -116 скважины (45%). Простаивающий фонд 30 скважин (12%). Фонд ППД – 58 скважины (23%). Водозаборный фонд – 25 скважин (10%). Ликвидировано, в консервации – 26 скважин (10%), график 3.6.

Скважинами, оборудованными погружными центробежными насосами добывается 100% от добычи нефти и газа механизированным способом.

С 1 января 2003 года по 1 мая 2004года по Крапивинской группе месторождений бригадами ТКРС выполнено 492 ремонта. Причины и количество отказов показаны на рисунке 5.7 и 5.8 показаны причины ремонтов из которых видно, что основными причинами являются заклинивание установок и потеря сопротивления изоляции. Это связано с количеством проводимых ГРП и вводом новых скважин после бурения.

Рисунок 5.7 Причины и количество отказов по месяцам

Рисунок 5.8 Причины по отказавшим узлам

Рисунок 5.9 Причины ремонтов с 2003 года по май 2004 года

Анализ отказавших узлов (рисунок 5.9) показывает, что наибольшее число отказов (25%) происходит из-за заклинивания валов насоса, потом (23%) выход из строя кабеля, следующей причиной является отказ ПЭДа – 22 % не герметичность НКТ – 2%, на не поднятые из скважины насосы, для ресонта, приходится 4%.

По результатам анализа первого этапа расследования отказов видно, что количество скважин останавливаемых по R=0, в части случаев, имеют подклинивание и заклинившие секции. В большинстве случаев наблюдается оплавление, деформация и трещины муфты кабеля и колодки токоввода.

Проведенные исследования по всем отказам погружных электродвигателей показывают, что причиной их отказа является перегрев обмоток асинхронного электродвигателя, узла токоввода и удлинителя кабельной линии. При этом при демонтаже установок обнаруживали недостаточное заполнение внутренних полостей двигателей маслом, масло обладало запахом гари, что также свидетельствует о чрезмерно высоких температурах работы двигателей. Перегрев ПЭД часто происходят из-за недостаточного охлаждения потоком восходящей жидкости в скважинах с диаметром колон 168мм. 194мм. Соотношение эксплуатационных колон показано на графике 3.4.

Н а рисунке 5.10, показано процентное соотношение наработок за период 2003-2004годы.

Рисунок 5.10 Наработка с 2003 года по май 2004 год

На рисунках 5.11, 5.12, 5.13 причины отказов ЭЦН за разный период работы.

Исходя из информации отраженной в графиках видно, что наибольшая часть отказов УЭЦН по R=0 и заклинивание секций насоса УЭЦН.

Часто массовые одномоментные отказы погружного оборудования связаны с аварийными и с плановыми отключениями электроэнергии.

На рисунке 5.14 показано процентное отношение используемого оборудования УЭЦН и наработка на отказ.

Рисунок 5.11 Причины отказов при наработке до 30 суток

Рисунок 5.12 Причины отказов при наработке от 30 до 180 суток

Рисунок 5.13 Причины отказов при наработке более 180 суток

Анализ оборудования спущенного на отказавшие скважины показал, что более половины спущенных УЭЦН представлены заводом «АЛНАС», и по своим рабочим характеристикам должны работать со средой с максимальной концентрацией твердых частиц - 0,1 г/литр и твердостью не более 5 баллов по Моосу. Фактически используются не износостойкое оборудование, и работа этого оборудования происходит в среде не отвечающим требованиям завода изготовителя.

			Рисунок 5.14 Наработка УЭЦН за 2003 год
			Работа УЭЦН после проведения ГРП.

Рассмотрим работу трех скважин с УЭЦН после проведения ГРП которые показаны в таблицах 5.4 и 5.5. На данном примере видно, что заполнение зумпфа проппантом при работе каждого последующего УЭЦН становится все меньше, а наработка на отказ больше. При этом на примере скважин № 366/2б Кр. и №79/1 Дв. Видно, что отказы УЭЦН были напрямую связаны с заклиниванием валов ЭЦН.

Таблица 5.4

Таблица 5.5