6. Анализ причин выхода из строя скважин, оборудованных шсну. Многофакторный анализ режимов эксплуатации скважин на формирование аспо

Основные факторы осложняющие работу скважин оборудованных ШСНУ являются АСПО. 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 на рабочих органах установки, на стенки подъемных труб, арматуры и трубопроводов уменьшают (а некоторых случаях полностью прекрывают) 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[5].

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

По результатам актов расследований причин ПРС на многих скважинах выявлено наличие АСПО в интервале ниже 900 м, что указывает о смещении нижней границы формирования отложений. Одним из факторов, способствующим смещению нижней границы формирования АСПО, является уменьшение температуры пласта в результате длительной закачки холодной воды[7].

На Зай-Каратайской площади в течение 2008 года было проведено 126 ремонтов скважин оборудованных ШСНУ. Из них 71 ремонт связаны с подземным оборудованием, что составляет 56,3 % от общего числа ремонтов.

Таблица 6.1

Данные по ремонту скважин Зай-Каратайской площади за 2008 год

Причины ПРС	Количество скважин,ед	Доля скважин,%
Заклинивание плунжера ШСН	2	2,52
Засорение забоя	4	5,04
Засорение клапанов	1	1,26
Извлечение подзем. оборуд.	7	8,82
Износ клапанных узлов ШСН	3	3,78
Износ насоса	3	3,78
Негерметичность НКТ	5	6,3
Негерметичность ЭК	1	1,26
Обводнение	2	2,52
Обрыв НКТ по резьбе	1	1,26
Обрыв переводника штанг	1	1,26
Обрыв укороченной штанги	3	3,78
Обрыв штанги по телу	16	20,16
Обрыв штанги у скребка	1	1,26
Отворот штанг	1	1,26
Отложения парафина в насосе	2	2,52
Отложения парафина в НКТ	10	12,6
Отложения парафина на приеме	1	1,26
Отложения смол АСПО	2	2,52
Отложения на всас. клапане	1	1,26
Прочие отлож. на приеме насоса	1	1,26
Слом или отворот клапан. клетки	1	1,26
Трещина в теле НКТ	2	2,52

Рис.6.2 Причины ремонтов скважин оборудованных ШСНУ за 2008 год

К ак видно из рисунка 6.2, самыми распространенными причинами выхода из строя скважин являются обрыв штанг по телу – 16 % и отложения парафина в НКТ – 10%. Также существенную долю ремонтов составляют негерметичность НКТ (5%).

В течение 2009 года было проведено 110 ремонтов скважин оборудованных ШСНУ. Из них 62 ремонта связаны с подземным оборудованием, что составляет 56,4 % от общего числа ремонтов.

Таблица 6.2

Данные по ремонту скважин Зай-Каратайской площади за 2009 год

Причины ПРС	Количество скважин,ед	Доля скважин,%
Заклинивание плунжера ШСН	2	2,2
Засорение клапанов	3	3,3
Износ клапанных узлов ШСН	5	5,5
Износ насоса	1	1,1
Негерметичность НКТ	8	8,8
Негерметичность ЭК	2	2,2
Обводнение	3	3,3
Обрыв штанги по телу	28	30,8
Обрыв штанги у скребка	1	1,1
Отворот штанг	3	3,3
Отложения парафина в насосе	4	4,4
Отложения парафина в НКТ	2	2,2
Отложения футеровки НКТ	1	1,1
Отложения на всас. клапане	1	1,1
Трещина в теле НКТ	2	2,2

Рис.6.3 Причины ремонтов скважин оборудованных ШСНУ за 2009 год

В 2009 году самыми распространенными причинами выхода из строя скважин являются обрывы штанг по телу – 30,8%. Негерметичноть НКТ составляет 8,8 % аварий от общего фонда. Увеличилась доля отложений парафина в насосе с 2,52% до 4,4%.

В течение 2010 года было проведено 96 ремонтов скважин оборудованных ШСНУ. Из них 60 ремонта связаны с подземным оборудованием, что составляет 62,5 % от общего числа ремонтов.

Таблица 6.3