2.2 Анализ причин отказов уэцн на скважинах

В последние годы участились случаи отказов, обусловленных целым рядом причин. За период с 01.01.2010 до 01.01.2013 года количество отказов на месторождении по фонду пласта Д1+Дк составило 86 случаев. Что является очень высоким показателем. В связи с этими изменениями возникает необходимость провести анализ причин аварийных отказов установок погружных центробежных насосов, с целью установления характера возникающих отказов, и выработать мероприятия по их устранению.

Ниже в таблице 2.2 приведены данные о количестве аварий за последние три года работы добывающего фонда с графическим повтором на рисунке 2.10.

Рис.2.12

Проанализировав отказы можно определить, что основными причинами аварий ЭЦН на Белозерско-Чубовском месторождении являются:

-засорение мехпримесями - 18 отказов за три года.

-брак допущенный при ремонте - 9 отказов за три года.

Таблица 2.2

Анализ причин отказов оборудования за 2010-2012 года

Причина ремонта		2010	2011	2012	Изменение в 2011 г по отношению к 2010		Изменение в 2012 г по отношению к 2011		Изменение в 2012 г по отношению к 2010
					ед	%	ед	%		ед	%
1	Засорение мехпримесями	6	5	7	-1	-16.7	2	40		1	16.6
2	Негерметичность НКТ	2	1	2	-1	-50	1	100		0	0
3	Нарушение регламента СПО	2	1	0	-1	-50	-1	-100		-2	-100
4	Бесконтрольная эксплуатация	2	1	1	-1	-50	0	0		-1	-50
5	Вибрация	0	2	2	2		0	0		2
6	Падение изоляции системы "кабель- двигатель''	1	3	2	2	200	-1	-33.3		1	100
7	Падение ЭЦН с НКТ и кабелем	1	2	0	1	100	-2	-100		-1	-100
8	Ухудшение продуктивности ПЗП	2	4	1	2	100	-3	-75		-1	-50
9	Заклинивание двиг. ЭЦН, выход из строя ЭЦН	0	1	2	1		1	100		2
10	Оптимизация подз. обор., неисправ.гл.обор	0	2	2	2		0	0		2
11	Коррозия подземного оборудования	4	2	2	-2	-50	0	0		-2	-50
12	Отложение солей	2	1	2	-1	-50	1	100		0	0
13	АСПО	2	1	1	-1	-50	0	0		-1	-50
14	Мехповреждение кабеля	2	1	0	-1	-50	-1	-100		-2	-100
15	Брак допущенный при ремонте	2	3	4	1	50	1	33.3		2	100
	Всего	28	30	28	2	7.1	-2	-6.7		0	0

Как показывает практика, при эксплуатации добывающих скважин происходит постоянная коррозия наземного и глубинного оборудования. Наибольший вклад в процесс электрохимической коррозии вносят растворенные коррозионно-агрессивные газы – кислород, углекислый газ, сероводород, являющиеся сильными деполяризующими агентами. Пластовые воды обычно содержат растворенный углекислый газ и следовые количества сероводорода. Повышению содержания углекислого газа способствуют кислотные обработки, жизнедеятельность углеводородоокисляющихбактерий (УОБ). Закачка в пласт пресной воды, содержащей кислород и коррозионно-агрессивные бактерии, резко усиливает коррозионную агрессивность среды. Появление сероводорода в нефтепромысловых жидкостях связано с жизнедеятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ). Совместное присутствие даже малых количеств углекислого газа, кислорода и сероводорода резко увеличивает скорость локальной коррозии оборудования.

Защиту от коррозии глубинного оборудования задавливанием ингибитора в кольцевое межтрубное пространство скважин можно осуществлять при помощи агрегатов типа «АзИНМАШ». Периодическая подача ингибитора производится с помощью агрегатов ЦР-500.

Значительно снизилось количество отказов по причине негерметичности НКТ (на 22,7 %), это обусловлено увеличением в 2011 году количества мероприятий по замене НКТ на новую или ремонтную при проведении ТРС и КРС. В предыдущие года замена НКТ производилась при ремонте реже по причине худшего материально-технического обеспечения.

Также значительно снизилось количество отказов по причине снижения изоляции ПЭД (на 50 %), это можно объяснить тем, что увеличилось количество новых погружных электрических двигателей спускаемых в скважины. Улучшилось качество ремонтов ПЭД на ремонтных базах подрядчиков. Произошло усиление контроля за работами по монтажу УЭЦН на скважине.

Также немаловажное значение имеет место тот факт, что за последние два года, значительно обновился парк станций управления УЭЦН, на более современные с дополнительными защитами и функциями передачи информации о температуре ПЭД, давления на приеме насоса (ТМС), что качественно повлияло на процесс вывода скважины на режимную работу. При выводе уменьшилось количество остановок на охлаждение, что положительно влияет на ресурс ПЭД. Улучшился контроль за динамическим уровнем, температурой ПЭД, что тоже играет положительную роль при ВНР.

Количество отказов подземного оборудования по причине АСПО уменьшилось в 2011 году на 50% по отношению к 2010 и составила 1 скв. в год. В 2012 году отказы по данному пункту не изменились

Рис. 2.13

Межремонтный период в 2011 году на 1.3% увеличился по отношению к 2010 году. В 2012 году межремонтный период на 1.9% увеличился по отношению к 2011 году и на 3.2% выше чем в 2010 году (рис.2.13).

Рис.2.14

Наработка на отказ в 2011 году на 2.3% увеличился по отношению к 2010 году. В 2012 году наработка на отказ на 1.3% увеличился по отношению к 2011 году и на 3.6% выше чем в 2010 году.