Geum.ru


Подбор оптимального режима скважин, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов

Дипломная работа - Геодезия и Геология

Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология



?ий вместе с окалиной, песком, глинистыми частицами и ржавчиной.

  • 9% отказов из-за выноса пропанта в скважинах после ГРП, что приводит к заклиниванию валов и выводу из строя насосов.
  • 8% отказов происходит по причине бесконтрольной эксплуатации это нарушение графика депарафинизации, отсутствие контроля за выносом КВЧ и пр.
  • 6% отказов происходит по причине отсутствие контроля за выводом установок на режим.
  • В 5% случаях отказ происходил из-за заводского брака, скрытых дефектов, некачественных комплектаций погружного и наземного насосного оборудования.

    • В 2004г. на узлы погружного оборудования, в том числе на погружной кабель были установлены термоиндикаторы для определения температуры скважины в зоне работы УЭЦН. Пять установок с термоиндикаторами были спущены в скважины с тяжелыми запусками, с выносом механических примесей для определения критических участков нагрева. Установки отработали в среднем до 100 суток, отказали по причине снижения сопротивление изоляции до 0 на строительной длине кабеля. Во всех случаях при дефектации кабеля обнаружено оплавление изоляции жил в районе 150м от сростка удлинителя при температуре 130С.

    По полученным результатам в 2004 году при ремонтах скважин высокодебетного фонда увеличена длина термостойкого удлинителя КРБК до 120м и используется вставка 500м из кабеля 3 группы

    Для совершенствования работы фонда скважин оборудованных ЭЦН рекомендуется:

    1. осваивать и выводить скважины на режим следует передвижной установкой преобразователя частоты типа УППЧ (Электон-05). Установка позволяет, при определенных технических условиях (глубина спуска ЭЦН, имеется запас по мощности погружного электродвигателя), сокращать время вывода скважины на щадящих пусковых режимах, увеличивать депрессию на пласт, устранять заклинивания ЭЦН путем создания повышенных крутящих моментов;
    2. особое внимание при выборе типоразмера установок и глубин спуска (депрессии) следует уделять фонду скважин, на которых проведен ГРП. Освоение скважин после ГРП струйными насосами на пескопроявляющем фондах, следует применять износостойкие установки УЭЦН типа ARH, предназначенные для перекачивания жидкости c КВЧ до 2 г/л. Кроме того, на этом фонде следует отработать технологии по закреплению ПЗС, применять подземные устройства по защите насоса от мехпримесей (фильтры и шламоуловители для ЭЦН ЗАО Новомет г Премь);
    3. на периодическом фонде применять в основном высоконапорные, низкопроизводительные насосы типа ЭЦН 20, 25 и оценить возможность увеличения глубины спуска ЭЦН, а также перевода низкодебитных скважин на УШГН и струйные насосные установки.
    4. для снижения аварий по раiленению ЭЦН рекомендуется применять устройства снижающие вибрацию установок центраторы вала насоса, амортизаторы, страховочные муфты (ОАОТТДН г Тюмень);
    5. значительная доля отказов приходится на качество работ бригад ПРС и КРС. Использование бригад высокой квалификации и осуществление контроля при проведении не штатных работ значительно увеличит надежность добывающего фонда.

    Принцип работы добывающего фонда скважин оборудованных ЭЦН в зависимости от глубины спуска насосного оборудования

    В 2004г. распределение фонда скважин оборудованных ЭЦН по глубинам спуска насоса и характеристика их работы на Хохряковском месторождении выглядит следующим образом см. таблицу 5.7. и рисунок 5.1.5. 5.1.8.

    Анализ фонда скважин оборудованных ЭЦН с точки зрения надежности и эффективности в зависимости от глубин спуска на Хохряковском месторождении показал, что ЭЦН спускаются на глубину от 1200 до 2400м. Весь рабочий интервал глубин спуска разбит на шесть групп, в каждой из которых работает от 15 до 120 скважин оборудованных ЭЦН.

    Таблица 5.7. Основные технологические показатели работы скважин оборудованных ЭЦН

    Глубина спуска ЭЦН, м.1200-

    14001800-

    20002000-

    22002200-

    23002300-

    2400Более

    2400Количество скважин, ед1555651204025Дебит по жидкости, м3/сут190120100957567Обводненность, 8666544735Ср. отработанное время скважины в году, сут342329350346338337

    Наибольшие дебиты по жидкости отмечаются в двух группах скважин в диапазоне спуска ЭЦН от 12001400м и 18002000м. В этих же диапазонах насосное оборудование отрабатывает большее число дней по 346350 суток.

    Более низкие проценты обводненности наблюдаются при эксплуатации ЭЦН с глубиной спуска более 2000м.

    Т.о. результаты анализа зависимости основных характеристик работы скважин, оборудованных ЭЦН, показывают, что снижение глубин спуска до 22002400м. не дает существенного ухудшения работы ЭЦН. Как показано на рис 5.1.8. динамические уровня понижаются из-за смены установок меньшего размера на тип большого размера и снижения пластового давления и неравномерной системы заводнения.

    Энергетическое состояние залежи

    Отставание развития системы ППД от текущего состояния отборов жидкости привело в последние годы к снижению пластового давления в зоне отбора.

    По состоянию на 1.01.2004г., давление в зоне отборов снизилось до 19,5 МПа (рис.5.8.), разница между начальным и текущим пластовыми давлениями составила 4,2 МПа.

    На снижение пластового давления сказалось, так же интенсивное бурение, которое велось в течение 20002001гг. в восточной части месторождения, не предусмотренное проектом. Как следствие этого, в восточной части наблюдается отставание в формировании системы ППД, что при форсированных отборах сразу же сказывается на энергетическом состоянии участков.

    Таким образом, на ос?/p>