4.3. Существующая система ппд

Существующая система заводнения, решившая поставленные передней прежние задачи по извлечению нефти из продуктивных высокопроницаемых коллекторов, не обеспечивает удовлетворительную разработку малопродуктивных коллекторов, выработка которых при общем фильтре с высокопродуктивными коллекторами протекает низкими темпами и не в запланированных объемах, что полностью соответствует новым представлением о дренировании пластов с различными характеристиками,

имеющими одинаковое давление на фронте нагнетания.

Действующая система ППД в конструктивном плане и на фоне более прогрессивной системы нефтегазосбора (НГС) существенно устарела. В частности, она характеризуется чрезмерно разветвленной системой трубопроводов и значительным объемом встречных грузопотоков эмульсии системы НГС и закачиваемых вод системы ППД, что обусловливает высокую металлоемкость объектов; значительные затраты электроэнергии на перекачку жидкости; создает угрозу охране окружающей среды в связи с порывами трубопроводов, что сопровождается большими затратами на производство ремонтных работ и. требует существенной реконструкции объектов водоподготовки, направленной на необходимость повышения качества воды для последующей закачки с целью более полного извлечения нефти из слабопроницаемых горизонтов.

Следует так же отметить, что линейная система размещения скважин, сыграв свою положительную роль, должна уступить место точечной, адресной системе, снайперски подающей воду на все участки в нужном объеме и необходимого качества при расчетном давлении.

4.4. Осложнения, встречающиеся при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин

4.4.1. Основные причины неисправности глубинного насосного оборудования

При эксплуатации скважины осложнения происходят вследствие поступления в нее песка из слабосцементированных пластов; попадание в насос большого количества свободного газа; отложения парафиновых корок на стенках труб, откачки нефти высокой вязкости и водонефтегазовых эмульсий и т.п. Указанные природные и технико-технологические факторы приводят как к снижению срока службы оборудования, так и к ухудшению таких показателей, как коэффициент наполнения, коэффициент подачи насоса, утечки жидкости, межремонтный период работы скважин и другие. В осложненных условиях характерны следующие неполадки:

1. Преждевременный выход из строя узлов ШСНУ, вследствие:

• абразивного износа пары плунжер-цилиндр;

• износа и разрушения клапанных узлов;

• слома или отворота полированного штока;

• срыва насоса с посадочной части;

• заклинивания плунжера.

2. Неполнота наполнения ШСНУ поступающей из ствола жидкости в результате:

• вредного влияния газа;

• высоких сопротивлений жидкости в приемном клапане;

• уменьшение сечения клапана из-за отложений песка, механических примесей и парафина;

• утечек жидкости в приемном клапане.

3. Уменьшение притока жидкости в стволе скважины вследствие:

• ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны пласта;

• образование пробки на забое скважины или в трубах.

4. Потери хода плунжера при упругих деформациях колонны штанг и труб из-за:

• неправильного подбора типоразмеров оборудования;

• возникновения значительных усилий;

• трения в узлах цилиндр-плунжер, труба-штанга, а также между поверхностью колонны штанг и откачиваемой жидкостью.

В реальности при обработке архивных данных НГДУ «Альметьевнефть» были получены следующие данные о проведении подземных ремонтов скважин на Берёзовской площади. А именно были рассмотрены: ремонты скважин за год до установки скребков-центраторов и ремонты, проведённые в течение года на скважинах после установки скребков-центраторов. Анализ проводился по 354 скважинам девонского фонда и показал следующее:

Таблица 5.3.

Причина вывода в ПРС	Количество ремонтов за год до установки скр. ц.	Процент от общего количества ремонтов	Количество ремонтов за год после установки скр. ц.	Процент от общего количества ремонтов
Оптимизация работы скважин	178	33	56	19,2
Износ резьбы НКТ	22	4,1	14	4,8
Заклинивание плунжера	14	2,6	8	2,7
Отложения на приёме насоса	32	6	25	8,56
Неисправность автосцепа	9	1,7	9	3,08
Заклинивание, зависание штанг	22	4,1	10	3,4
Обрыв штанг	36	6,7	80	27
Отложение парафина в НКТ	76	14,2	0	0
Отворот полированного штока, штанг, плунжера	15	2,8	11	3,7
Неисправность насоса	8	1,5	6	2,05
Отложения парафина в насосе	23	4,3	15	5,1
Отложение футеровки	11	2	3	1,03
Прочие причины	60	11,2	29	9,9
Износ клапанных узлов	31	5,8	12	4,1
Неисправность сливного клапана	5	0,9	14	4,8
Всего	536	100	292	100

В результате анализа можно сделать следующие выводы:

1) проблема отложения парафина в НКТ, после установки скребков-центраторов сводится к нулю;

2) в два раза снижается вероятность заклинивания, зависания штанг;

3) в два раза от 60 до 29 уменьшается количество ремонтов по прочим причинам (к категории которых можно отнести такие редкие ремонты как – истирание НКТ, истирание штанг, снижение динамического уровня, обрыв муфты НКТ, трещина в НКТ, смещение плунжера и другие.);

4) после установки скребков-центраторов возрастает количество ремонтов по ликвидации обрыва штанг с 36 до 80 ремонтов, а также их доля к общему количеству ремонтов от 6,7% до 27%, т.е. на СШНУ штанги которых оснащены скребками-центраторами, каждый четвёртый ремонт происходит по причине ЛОШ.