В настоящее время фонд скважин, эксплуатирующих УЭЦН, составляет более 600 единиц, или 30 % всего действующего фонда (рис. 3.2). Однако, как видно из рис. 3.3, доля в годовой добыче нефти составляет около 50 % (жидкости - около 70 %).
В табл. 3.2 приведено распределение добычи нефти с применением УЭЦН по НГДУ ОАО "Оренбургнефть".
Приведенные данные показывают, что скважины с УЭЦН играют решающую роль в выполнении плановых заданий по добыче нефти. Существенного изменения фонда скважин, оборудованных УЭЦН, за последние годы не произошло, однако добыча нефти за последние три года уменьшилась этим способом на 29 %. Наращивание отбора жидкости не компенсировало потерю в добыче нефти в связи с ростом обводнения продукции скважин.
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
Годы
Рис. 3.2. Динамика доли скважин ОАО "Оренбургнефть" по способам эксплуатации:
/ - ШСНУ; 2 - УЭЦН; 3 - фонтан
 | ||
 | ||
sg 60 |
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
Годы
Рис. 3.3. Динамика доли добычи нефти ОАО "Оренбургнефть" по способам эксплуатации:
/ - УЭЦН; 2 - фонтан; 3 - ШСНУ
Основные показатели эксплуатации скважин с применением УЭЦН приведены в табл. 3.3. Видно, что за 1995-1997 гг. показатели работы УЭЦН остаются достаточно стабильными.
В табл. 3.4 приведены данные о применении УЭЦН различных типоразмеров. Преобладающими в условиях ОАО "Оренбургнефть" являются УЭЦН-50-1300, УЭЦН-50-1700, УЭЦН-80-1200, УЭЦН-80-1550 и УЭЦН-20-1400.
Распределение количества скважин, оборудованных УЭЦН, в зависимости от теоретической подачи и глубины подвески УЭЦН показано соответственно на рис. 3.4, 3.5. Количество насосов производительностью до 100 м3/сут составляет 86 %. Это объясняется в первую очередь относительно низкой продуктивностью
Таблица 3.2
Доля добычи нефти из скважин, оборудованных УЭЦН (данные за 1998 г.)
Показатель | НГДУ | В целом по ОАО "Оренбургнефть" | ||
"Бугуру-сланнефть" | "Бузулук-нефть" | "Сорочинск-нефть" | ||
Годовая добыча нефти, т Добыча нефти с УЭЦН, т % общей добычи | 1 372 500 720 068 52,5 | 2 676 463 1 550 171 57,9 | 1 890 524 1 336 357 70,7 | 7 296 395 3 607 697 49,4 |
Таблица 3.3 Основные показатели эксплуатации УЭЦН в ОАО "Оренбургнефть"
|
| НГДУ (за 1997 г.) | Всего | по ОАО | 'Орен- | ||
|
|
|
| бургнефть" по | годам | ||
Показатель | "Бугу- | "Бузу- | "Соро- | "Юж- |
|
|
|
| руслан- | лук- | чинск- | Оренбург- | 1995 | 1996 | 1997 |
| нефть" | нефть" | нефть" | нефть" |
|
|
|
Действующий | 139 | 274 | 194 | 1 | 678 | 617 | 608 |
фонд скважин, |
|
|
|
|
|
|
|
шт. |
|
|
|
|
|
|
|
Добыча за год, |
|
|
|
|
|
|
|
тыс. т: |
|
|
|
|
|
|
|
нефти | 737,9 | 1733,7 | 264,7 | 193,4 | 4109,3 | 4144,5 | 2929,7 |
жидкости | 3300,2 | 9200,4 | 3799,8 | 1403,2 | 16242,8 | 17721,0 | 17703,6 |
Среднесуточный |
|
|
|
|
|
|
|
дебит скважин, |
|
|
|
|
|
|
|
т/сут: |
|
|
|
|
|
|
|
по нефти | 16,1 | 17,8 | 19,0 | 9,0 | 17,5 | 15,1 | 15,5 |
по жидкости | 64,2 | 92,3 | 49,8 | 70,3 | 64,3 | 73,4 | 69,2 |
Межремонтный | 316 | 419 | 494 | 159 | 365 | 385 | 347 |
период, сут |
|
|
|
|
|
|
|
Количество | 230 | 235 | 160 | 7 | 684 | 642 | 632 |
ремонтов |
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент | 0,50 | 0,46 | 0,48 | - | 0,45 | 0,46 | 0,48 |
подачи |
|
|
|
|
|
|
|
Средняя глубина | 1500 | 1600 | 1500 | - | 1543 | 1517 | 1533 |
подвески |
|
|
|
|
|
|
|
насосов, м |
|
|
|
|
|
|
|
Среднее значе- | 600 | 630 | 550 | - | 593 | 593 | 593 |
ние погружения |
|
|
|
|
|
|
|
насосов под ди- |
|
|
|
|
|
|
|
намический |
|
|
|
|
|
|
|
уровень жид- |
|
|
|
|
|
|
|
кости, м |
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 3.4 Типоразмеры применяемых УЭЦН в ОАО "Оренбургнефть"
Типоразмер электропогружного оборудования | НГДУ (за 1997 г.) | Всего по ОАО "Оренбургнефть" по годам | |||||
"Бугу-руслан-нефть" | "Бузу-лук-нефть" | "Соро-чинск-нефть" | 1995 | 1996 | 1997 | 1998 | |
УЭЦН-20-1400 УЭЦН-20-1800 УЭЦН-25-1000 УЭЦН-30-1700 УЭЦН-30-1500 УЭЦН-30-1350 УЭЦН-30-ОДИ УЭЦН-30-1500-Центрлифт | 8 1 | 3 5 7 | 1 2 1 | 11 10 2 7 2 3 | 10 6 2 10 10 2 | 8 4 5 9 1 1 | 26 4 3 6 |
| Продолжение табл | . 3.4 |
|
|
| ||
| НГДУ (за 1997 г.) | Всего по ОАО "Оренбургнефть" | |||||
Типоразмер |
|
|
| по годам |
| ||
электропогружного | "Бугу- | "Бузу- | "Соро- |
|
|
|
|
оборудования | руслан- | лук- | чинск- | 1995 | 1996 | 1997 | 1998 |
| нефть" | нефть" | нефть" |
|
|
|
|
УЭЦН-40-1400 | 1 | - | 1 | 8 | 7 | 2 | - |
УЭЦН-40-1700 | - | - | - | 5 | 6 | - | - |
УЭЦН-40-1750 | - | - | - | 1 | - | - | - |
УЭЦН-50-1300 | 27 | 115 | 51 | 245 | 207 | 193 | 122 |
УЭЦН-50-1550 | - | - | 2 | 1 | 1 | 2 | 7 |
УЭЦН-50-1700 | 50 | 44 | 62 | 139 | 141 | 156 | 163 |
УЭЦН-50-1750 | - | - | 3 | 5 | 6 | 3 | - |
УЭЦН-50-2000 | - | 3 | - | - | - | 3 | 6 |
УЭЦН-50-1300- | - | - | - | - | - | - | 50 |
Темпекс |
|
|
|
|
|
|
|
УЭЦН-50-1700- | 1 | - | - | - | - | 1 | 9 |
оди |
|
|
|
|
|
|
|
УЭЦН-60-1500 | - | - | - | - | - | - | 2 |
УЭЦН-60-1800 | - | - | - | - | - | - | 3 |
УЭЦН-80-1200 | 13 | 34 | 10 | 67 | 63 | 57 | 47 |
УЭЦН-80-1550 | 15 | 12 | 15 | 50 | 39 | 42 | 44 |
УЭЦН-80-1500 | - | - | 6 | - | 2 | 6 | - |
УЭЦН-80-1800 | - | 1 | - | 3 | 4 | 1 | 2 |
УЭЦН-80-1750- | - | - | - | - | - | - | 13 |
оди |
|
|
|
|
|
|
|
УЭЦН-80-1500- | - | - | - | - | - | - | 23 |
Темпекс |
|
|
|
|
|
|
|
УЭЦН-125-1200 | 21 | - | 1 | 13 | 16 | 21 | 5 |
УЭЦН-125-1300 | - | - | 8 | 5 | 7 | 8 | 28 |
УЭЦН-125-1500 | - | - | 1 | 3 | 2 | 1 | 1 |
УЭЦН-130-1200 | - | - | - | 13 | 8 | - | - |
УЭЦН-130-1500 | - | 9 | 2 | 3 | 7 | 11 | - |
УЭЦН-130-1500- | - | - | - | - | - | - | 45 |
Темпекс |
|
|
|
|
|
|
|
УЭЦН-160-1400 | 2 | 1 | 2 | 13 | 5 | 5 | - |
УЭЦН-160-1450 | - | - | 2 | 2 | 1 | 2 | 6 |
УЭЦН-160-1500 | - | - | - | - | 2 | - | - |
УЭЦН-160-1750 | - | - | - | 1 | 1 | - | - |
УЭЦН-200-800 | - | 5 | - | 10 | 6 | 5 | 5 |
УЭЦН-200-1000 | - | - | - | - | - | - | 4 |
УЭЦН-200-1400 | - | - | 2 | 3 | 3 | 2 | 2 |
УЭЦН-250-800 | - | - | - | 1 | 2 | - | - |
УЭЦН-250-1000 | - | 2 | - | 4 | 3 | 2 | - |
УЭЦН-250-1400 | - | 4 | - | 5 | 5 | 4 | - |
УЭЦН-250-1400- | - | - | - | - | - | - | 4 |
оди |
|
|
|
|
|
|
|
УЭЦН-360-1100 | - | - | - | 3 | 1 | - | - |
УЭЦН-400-950 | — | 8 | — | 6 | 4 | 8 | 12 |
Всего | 139 | 353(253) | 172 | 644 | 591(589) | 564(563) | 642 |
25 |
30 |
40 |
400 350 300
250
200
150
100
50
0
50 60 80 125 130 160 Теоретическая подача УЭЦН, м3/сут
200 250 360 400
Рис. 3.4. Распределение количества скважин по теоретической подаче УЭЦН:
/ - 1995 г.; II - 1998 г.
скважин. Так, в 1999 г. среднесуточная добыча нефти и жидкости на одну УЭЦН составляла соответственно 18 и 72 т/сут.
На рис. 3.6 приведена динамика МРП работы скважин в ОАО "Оренбургнефть" по способам эксплуатации. Видно, что межремонтный период работы скважин, оборудованных УЭЦН, в 1997 г. сократился на 38 сут. Это объясняется началом применения УЭЦН в сложных горно-геологических условиях объектов разработки, где до 1997 г. все скважины эксплуатировались фонтанным способом. Перевод только одной фонтанной скважины на УЭЦН, на которой было проведено в 1997 г. семь подземных ремонтов, привело к заметному снижению этого показателя в целом по объединению. Однако, начиная с этого времени и до 1999 г., этот показатель возрос на 40 сут. Это связано с тем, что оптимизации работы УЭЦН в сложных условиях эксплуатации скважинного оборудования стали уделять повышенное внимание.
Данные о работе УЭЦН на нефтяных скважинах ОАО "Оренбургнефть" приведены в табл. 3.5. Анализ приведенных результа-
1998
1994 |
1995 |
1999 Годы |
1996 1997
Рис. 3.6. Динамика МРП работы скважин ОАО "Оренбургнефть" по
способам эксплуатации:
/ - в целом по ОАО "Оренбургнефть"; 2 - УЭЦН; 3 - ШСНУ
тов показал, что наибольшую долю составляют неисправности, связанные с эксплуатационными причинами, среди которых основными являются засорение приема насоса механическими примесями и механическое повреждение кабеля. Это происходит из-за некачественной подготовки скважин к монтажу погружного оборудования и некачественной работы бригад подземного ремонта. Доли выхода из строя УЭЦН из-за неисправностей насоса, ПЭД, гидрозащиты и кабеля примерно одинаковы. При этом основными причинами являются износ рабочих органов насоса, электропробой обмотки статора электродвигателя и электропробой кабеля по телу.
В ОАО "Оренбургнефть" 55 скважин оборудованы УЭЦН в системе ППД. В табл. 3.6 приведены данные о причинах неисправностей этих установок. Из приведенных данных видно, что основными неисправностями УЭЦН в системе являются электропробой обмотки статора ПЭД и засорение рабочих органов насоса.
Кроме того, в ОАО "Оренбургнефть" 22 скважины-шурфа оборудованы УЭЦП в системе водоснабжения для ППД. В табл. 3.7 приведены данные о причинах неисправностей этих установок.
Из приведенных данных видно, что для данной категории установок основные неисправности приходятся не на кабель и эксплуатационные причины, а на насос (износ рабочих органов) и ПЭД (пробой обмотки).
Таблица 3.5
Причины и доля выхода из строя УЭЦН по добывающим скважинам ОАО "Оренбургнефть" (данные за 1999 г.)
Доля аварий в общем объеме неисправностей, %, в том числе по
Причина
НГДУ
"Бузу-
лук-
нефть"
НГДУ "Бугу-руслан-нефть"
НГДУ "Соро-чинск-нефть"
НГДУ "Юж-Орен-бург-нефть"
ОАО "Оренбург-
Износ или излом вала Заклинивание вала Слом рабочих колес Износ подшипников Износ рабочих органов Срыв шпонки Проворот в шлицевой муфте Прочие причины Всего |
Электропробой обмотки статора Электропробой токоввода Заклинивание или слом вала Износ пяты Износ подшипников Снижение изоляции Прочие причины Всего |
Пропуск торцевых уплотнений Пропуск узла диафрагмы Отказ клапана Износ рабочих органов Прочие причины Всего |
Пробой кабеля в теле Пробой кабеля в сростке Пробой в кабельной муфте Пробой удлинителя Снижение сопротивления изоляции Прочие причины Всего |
Отложения солей Засорение приема насоса механическими примесями Негерметичность НКТ |
Насос |
|
|
|
0,46 | 2,59 | - | - |
0,46 | - | - | - |
9,17 0,46 | 9,48 | 18,02 0,90 | - |
1,38 11,93 | 12,07 | 18,92 | - |
Погружной электродвигатель
7,80 1,38 | 28,45 2,59 | 5,41 | 25,00 |
- | - | 0,90 | - |
0,92 10,09 | 0,86 2,59 34,48 | 6,31 | 25,00 |
Гидрозащита
4,13 | - | 3,60 | - |
9,17 | - | 5,41 | - |
0,92 | - | 0,90 | - |
- | 0,86 | - | - |
3,67 | - | 2,70 | - |
17,89 | 0,86 | 12,61 | - |
Кабель |
|
|
|
12,39 0,47 | 8,62 1,76 | 13,51 | 25,00 |
0,92 0,92 14,68 | 2,59 12,93 | 13,51 | 25,00 |
0,90 23,42 3,60 |
21,10 5,96 |
Эксплуатационные причины 0,92
19,83
1,72
0,89 0,22
11,36 0,45
0,67 13,59
12,69 1,34
0,22
0,22 1,11 15,59
2,90 5,79 0,67 0,22 2,45 12,03
11,80 0,22 0,45
0,45 1,11 14,03
0,67 21,16
4,23
Продолжение табл. 3.5
| Доля аварий в общем объеме | ||||
| неисправностей, %, в | том числе по | |||
Причина | НГДУ "Бузу- | НГДУ "Бугу-руслан- | НГДУ "Соро-чинск- | НГДУ "Юж-Орен- | ОАО "Оренбург- |
| лук-нефть" | нефть" | нефть" | бург-нефть" | нефть" |
Запарафирование выкида | 0,92 | 0,86 | - | - | 0,67 |
Обрыв установки | 0,92 | 1,72 | 5,41 | - | 2,23 |
Нестабильное электроснабжение | - | - | - | - | - |
Неправильный подбор УЭЦН | 5,50 | - | 3,60 | - | 3,56 |
Неправильный вывод на режим | 0,92 | 0,86 | 1,80 | 25,00 | 1,34 |
Механическое повреждение кабеля | 2,29 | 9,48 | 2,70 | - | 4,23 |
Отсутствие сливного клапана | - | - | - | - | - |
ГТМ на скважинах | - | 1,72 | 0,90 | - | 0,67 |
Промыслово-эксплуатационные | 0,92 | - | - | - | 0,45 |
работы |
|
|
|
|
|
Прочие причины | 5,05 | 3,45 | 1,80 | 25,00 | 4,01 |
Некачественный монтаж | 0,46 | - | 1,80 | - | 0,67 |
Неисправность СУ | - | - | 0,90 | - | 0,22 |
Всего | 44,50 | 39,66 | 44,14 | 50,00 | 43,21 |
Неустановленные причинь |
|
| |||
- | 0,46 | - | 1,80 | - | 0,63 |
Итого | 100,00 | 100,00 | 100,00 | 100,00 | 100,00 |
Таблица 3.6
Причины и доля выхода из строя УЭЦН по нагнетательным скважинам ОАО "Оренбургнефть"
Причина | Доля | аварий в общем |
объеме | неисправностей, % | |
Насос |
| |
Засорение рабочих органов |
| 22,79 |
Износ рабочих органов |
| 5,06 |
Слом вала |
| 1,27 |
Погружной электродвигатель |
| |
Электропробой обмотки статора |
| 34,18 |
Кабель |
| |
Электропробой кабеля в теле |
| 16,46 |
Некачественная разделка кабеля под сальниковый |
| - |
ввод |
|
|
Механические повреждения кабеля |
| 2,53 |
Гидрозащита |
| |
Пропуск торцевого уплотнения |
| 2,53 |
Срыв шпонки вала |
| 1,27 |
Продолжение табл. 3.6 |
|
|
Причина | Доля | аварий в общем |
объеме | неисправностей, % | |
Эксплуатационные причины |
| |
Смена типоразмера насоса и ПЭД |
| 10,13 |
Обрыв установки |
| 2,53 |
Некачественный монтаж |
| - |
Неправильный подбор установки |
| - |
Негерметичность НКТ |
| 1,27 |
Всего |
| 100,0 |
Таблица 3.7
Причины и доля выхода из строя УЭЦП по скважинам-шурфам в ОАО "Оренбургнефть"
Причина |
| Доля | аварий в общем |
| объеме | неисправностей, % | |
| Насос |
| |
Смена типоразмера |
|
| 5,56 |
Износ рабочих органов |
|
| 19,44 |
Заклинивание насоса |
|
| 13,89 |
Срыв подачи |
|
| 2,78 |
Погружной | электродвигатель |
| |
Электропробой обмотки |
|
| 25,00 |
Слом муфты |
|
| 8,33 |
Замена двигателя |
|
| 2,78 |
| Кабель |
| |
Механическое повреждение кабеля |
|
| - |
Электропробой кабеля |
|
| 13,89 |
Подъем кабеля для ремонта изоляции |
| 5,56 | |
Повреждение токоввода |
|
| 2,78 |
Всего |
|
| 100,0 |
Несмотря на относительно высокий МРП работы скважин, оборудованных УЭЦН (см. рис. 3.6), в сложных горно-геологи-ческих условиях залегания пластов месторождений ОАО "Оренбургнефть" остается много нерешенных проблем, связанных с использованием данного способа эксплуатации при добыче нефти с высоким газосодержанием, а также при добыче высоковязких водонефтяных эмульсий и высокопарафиновых нефтей. Квалифицированное решение данных проблем позволит стабилизировать добычу нефти и уменьшить ее себестоимость.
Комментариев нет:
Отправить комментарий