Главная страница
Навигация по странице:

  • Типоразмер Фонд на 1.01.97 Типоразмер Фонд

  • 1.5. Краткая характеристика скважин

  • 0-200 201-400 401-800 801-1000 > 1000

  • 91,0% 100% 1.6.Анализ неисправностей ЭЦН.

  • 1.7.Анализ аварийного фонда по НГДУ «Лянторнефть»

  • 2. ПАТЕНТНАЯ ПРОРАБОТКА 2.1. Патентная проработка

  • 6. Литература. Приложение 1


    Скачать 112.58 Kb.
    Название6. Литература. Приложение 1
    Дата10.04.2018
    Размер112.58 Kb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаbestreferat-36952.docx
    ТипРеферат
    #40778
    страница3 из 11
    1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11


    1.4.2 Анализ фонда скважин.

    1.4.3. По подаче.
    За последние годы было выпущено около 1042 насосов типа ЭЦН, из них :

    2,5% - ЭЦН 20

    38,9% - ЭЦН 50

    15,0% - ЭЦН 80

    12,1% - ЭЦН 125


    1,7% - ЭЦН 160

    7,6% - ЭЦН 200

    7,3% - ЭЦН 250

    2,5% - ЭЦН 360

    11,3% - ЭЦН 500
    Таблица 1.2.


    Типоразмер

    Фонд

    на 1.01.97

    Типоразмер


    Фонд

    на 1.01.97

    ЭЦН 30

    25

    ЭЦН 200

    76

    ЭЦН 50

    389

    ЭЦН 250

    73

    ЭЦН 80

    150

    ЭЦН 360

    25

    ЭЦН 125

    121

    ЭЦН 500

    113

    ЭЦН 160

    17

    Всего

    989


    Импортного производства:
    Таблица 1.3.


    Типоразмер


    Фонд

    на 1.01.97

    Типоразмер

    Фонд

    на 1.01.97


    R – 3

    6

    RA – 16

    1

    RC – 5

    9

    RA – 22

    1

    RA – 7

    5

    R – 32

    2

    R – 9

    6

    R – 32

    10

    RC – 12

    7

    Всего ODI

    53

    R - 14

    6








    1.4.4.По напору.
    По напору насосы распределились следующим образом:

    35,7% - напор 1300 метров

    17,8 – напор 1200 метров

    напор 1400 метров

    напор 1700 метров

    напор 900 метров

    напор 750 метров

    напор 100 метров

    В настоящее время растет необходимость в напоре 1300, 1700, 1800 метров с подачей 30.50 кубических метров.
    1.5. Краткая характеристика скважин
    Скважины бурились на месторождениях кустовым способом, все наклонно-направленные. Средняя глубина до 3000 метров. Угол наклона скважины до 45. Глубина спуска насоса колеблется в пределах от 1200 до 1700 метров.

    Динамический уровень:

    -самый малый – устье;

    -самый большой – > 1000 метров.

    Динамический уровень в основном колеблется в пределах от 0 до 800 метров. В настоящее время наблюдается все большее снижение уровня нефти в скважинах месторождений, увеличение числа скважин с динамическим уровнем больше одного километра.

    Распределение фонда УЭЦН по динамическим уровням за 1996 год представлено в таблице 1.4.

    Таблица 1.4.

    0-200

    201-400

    401-800

    801-1000

    >1000

    всего

    действ.

    фонд.

    193

    152

    389

    166

    115

    1015

    1115

    17,3%

    13,6%

    34,9%

    14,9%

    10,3%

    91,0%

    100%


    1.6.Анализ неисправностей ЭЦН.
    На предприятиях используются как модульные, так и немодульные насосные установки.

    К неисправностям насосных установок можно отнести следующие неисправности:

    - реже всего выходит из строя гидрозащита, основной поломкой является прорыв резиновой диафрагмы;

    - двигатели выходят из строя из-за пробоя статора нижнего или верхнего оснований, а также коррозии корпуса;

    - насос выходит из строя чаще всего из-за засорения мехпримесями, быстро изнашивается вал насоса.

    Распределение отказов УЭЦН по укрупненным причинам за 1997 год представлен в таблице 1.5.

    Таблица 1.5.

    причины

    НГДП

    Нет подачи

    200

    R - 0

    1020

    Клин

    15

    Негерметичность НКТ

    32

    прочие

    48

    ВСЕГО

    1315



    Причины отказа погружных насосов выглядят следующим образом:
    Таблица 1.6.



    Причины отказа

    1996 г.

    1995 г

    1

    Мехповреждение кабеля

    71

    69

    2

    Засорение мехпримесями

    162

    118

    3

    Агрессивная среда

    1

    7

    4

    Негерметичность НКТ

    14

    7

    5

    Несоответствие кривизны

    6

    27

    6

    Некачественное глушение

    2

    2

    7

    Электроснабжение

    3

    6

    8

    Нарушение э/колонны

    1

    2

    9

    Некачественный монтаж

    29

    65

    10

    Полет ЭЦН

    7

    1

    11

    Комплектация несоотв. заявке

    26

    18

    12

    Бесконтрольная эксплуатация

    39

    35

    13

    ГТМ

    17

    4

    14

    Причина не выявлена НГДП

    59

    53

    15

    Прочие

    91

    -

    Итого по вине НГДП

    528

    414

    16

    Брак ремонта кабеля

    7

    12

    17

    Брак ремонта ПЭД

    9

    8

    18

    Брак ремонта гидрозащиты

    1

    4

    19

    Брак ремонта насоса

    1

    -

    20

    Скрытый дефект оборудования

    31

    13

    21

    Причина не установлена ЭПУ

    3

    1

    Итого по вине ЭПУ

    52

    38

    НДП + ЭПУ







    Спорные







    Заводской брак

    5

    14

    Итого отказов

    585

    466


    Из таблицы видно, что самым значительным техническим фактором, влияющим на работу установок ЭЦН. И являющимися причинами выхода из строя можно назвать мехповреждения кабеля, засорение примесями, некачественный монтаж, а также несоответствие кривизны ствола скважины, и бесконтрольное эксплуатация. Отсюда следует, что забивание мехпримесями является важным фактором влияющим на срок службы насоса, а борьба с ними должна привести к увеличению межремонтного периода установки. За 1997 год межремонтный период и наработки на отказ имеют следующие значения:


    Таблица 1.7.

    Эксплуат.

    фонд

    Действ.

    фонд

    Отказы

    Наработка

    на отказ

    Кол-во

    ремонтов

    МРП

    Средний дебет

    Обводненность

    1995

    1996

    1995

    1996

    1995

    1996

    1995

    1996

    1995

    1996

    1995

    1996

    1995

    1996

    1995

    1996

    1576

    1431

    1168

    1115

    1172

    1315

    264

    266

    1226

    1224

    310

    310

    114.5

    122.6

    89,0

    90,4



    1.7.Анализ аварийного фонда по НГДУ «Лянторнефть»
    В 1997 году произошло 60 полетов на 60 скважинах оборудованных установками электроцентрированных насосов. За прошедшие 5 лет наметилась тенденция увеличения количества аварий по фонду УЭЦН. В отчетном году аварийность повысилась на 16 скважин, по сравнению с аналогичным периодом 1996 года. Большая часть полетов произошли в результате расчленения фланцевых соединениях УЭЦН – 48%. Здесь следует выделить обрывы по шпилькам между секциями насоса – 25% и метод ПЭД и протектором гидрозащиты – 10%. Следующая группа обрывов – обрывы по НКТ. Основная доля обрывов приходится на нижнюю и верхнюю часть колонны НКТ, соответственно – 44% и 38%. Все остальные аварии относятся к категории частных случаев. Последняя большая группа аварий – это аварии по причине слома по телу узлов УЭЦН. По данной причине 4 полета получено в результате слома по телу корпуса секций насосов, 3 – по корпусу гидрозащиты, 1 – по телу ловильной головки. Сломы по «шейки насосов» возросли с 1 полета в 1996 г до 5 в 1997 году. Проводя анализ эксплуатации аварийного фонда скважин УЭЦН достаточно четко просматривается влияние осложняющих факторов на работу УЭЦН ставших причиной полета на этих скважинах. В первую очередь, львиная доля полетов получена на таких пластах, как А 4-5 и А 2-3, где наблюдается интенсивный вынос мехпримесей и высока степень коррозии. Высокое содержание мехпримесей в добываемой жидкости наблюдается практически по всем скважинам аварийного фонда, особенно на момент запуска и первых дней эксплуатации. Более того по ряду скважин в период работы содержание мехпримесей не только остается на одном уровне, но и увеличивается. Снижение выноса мехпримесей говорит о том, что установка начала снижать свою производительность из-за износа рабочих органов насоса.

    Основными причинами аварий являются следующие факторы:

    1.Повышенное содержание мехпримесей в добываемой жидкости как после ремонта, так и в процессе эксплуатации, что вызывает интенсивный износ оборудования, что в свою очередь повышает вибрационные нагрузки.

    2.Некачественные крепежные материалы, применяемые при монтаже УЭЦН, которые не выдерживают вибрационные нагрузки в процессе работы. Монтаж зачастую проводится крепежными материалами не соответствующими ГОСТ.

    3.Увеличение полетов 1997 году связано также низким уровнем обеспечения нефтепромысловым оборудованием, в результате чего не обновляется парк подземного оборудования.

    4.Недостаточным контролем со стороны технических служб ДАОЗТ за режимом работы скважин.

    5.«Спутник».

    Предлагаемые меры по сокращению аварийности:

    1.Повышать контроль за работой скважин, особенно по пластам А 4-5 и А

    2-3. Здесь необходимо 1 раз в месяц отбирать пробу добываемой местности на анализ содержания мехпримесей (по пластам А 4-5 и А 2-3 2 раза в месяц), 2 раза в месяц (в начале и в конце) контролировать УЭЦН по динамическому уровню.

    2.Производить спуск УЭЦН на заданную глубину (7-10 метров) только с замером НКТ, что исключит попадание установки в зону повышенной кривизны.

    3.Рассмотреть вопрос о приобретении НКТ с антикоррозийным покрытием для спуска в скважину коррозийного фонда.

    4.Увеличить процент обновляемости парка подземного ремонта.

    5.При ПДС производить зачистку резьбы труб и муфт перед свинчиванием, более качественно проводить отбраковку НКТ по износу резьбовых соединений.

    6.Возбновить работу ПДК по авариям, более детально подойти к расследованию причин полетов.
    Подробное распределение отказов представлено в приложении 5.

    2. ПАТЕНТНАЯ ПРОРАБОТКА
    2.1. Патентная проработка


    1. М.М. Трусов, В.Я. Райт, и др. Авторское свидетельство № 597785, №

    21, 1976 г. с.4. «Скважинная насосная установка».
    Изобретение относится к гидромашиностроению и может быть использовано в конструкциях скважинных насосных установок, предназначенных для откачивания сред, содержащих механические примеси.

    Цель изобретения - уменьшение габаритов и металлоемкости установки, а также повышение степени очистки перекачиваемой среды.

    Поставленная цель достигается тем, что в скважинной насосной установке, содержащей центробежный насос, размещенный под ним электродвигатель, установленный на выходе насоса гидроэлеватор с наружным кожухом и камерой смещения и деформируемый пакер, последний расположен выше гидроэлеватора, в наружном кожухе гидроэлеватора выполнены отверстия и его камера смешения сообщена с областью всасывания насоса посредством упомянутых отверстий, а электродвигатель снабжен спиральной направляющей на его наружной поверхности.
    2.О.М. Юсупов, М.Д. Валеев и др. Авторское свидетельство № 1019111,

    № 19, 1982 г., с 4. «Способ запуска центробежного насоса».
    Изобретение относится к гидромашиностроению и может быть использовано при эксплуатации центробежных насосов для подъема жидкости из скважины.

    Цель изобретения - упрощение технологии запуска.

    Указанная цель достигается тем, что согласно способу запуска центробежного насоса, откачивающего газированную жидкость и установленного в скважине на колонне подъемных труб, подключенной в верхней части к выкидной линии и затрубному пространству скважины, включающему создание положительной разности давлений на выходе и выходе насоса, раскрутку ротора последнего в турбинном режиме жидкостью, перетекающей из затрубного пространства в колонну подъемных труб под действием созданной разности давлений, и включение электродвигателя насоса, предварительно отключают колонну труб от выкидной линии и затрубного пространства, а создание положительной разности давлений осуществляют путем выпуска газа на верхней части колонны труб.

    1. Ю.Г.Вагапов, А.А.Ланкин и др. Авторское свидетельство № 808698,

    № 8, 1981 г., с.4. «Погружной электроцентробежный агрегат».
    Изобретение относится к насосостроению и может найти применение в погружных электроцентробежных насосах, предназначенных, например, для добычи нефти из скважин.

    Цель изобретения – обеспечение возможности обратной прокачки жидкости через насос и измерения давления на приеме насоса.

    Указанная цель достигается тем, что насос дополнительно содержит муфту, закрепленную над обратным клапаном, в которой размещен специальный груз со штоком в нижней части, проходящим через отверстие седла клапана, причем груз имеет сквозное отверстие.


    1. Л.А.Чернобай, А.М. Романов и др. Авторское свидетельство №

    1028893, № 26, 1981 г., с 4. «Погружной центробежный насосный агрегат».
    Изобретение относится к гидромашиностроению, более конкретно к конструкциям насосных установок для подъема минерализованных жидкостей, например обводненной нефти, из скважины.

    Цель изобретения – повышение долговечности при использовании агрегата для перекачивания обводненной нефти.

    Поставленная цель достигается тем, что в погружном центробежным агрегате излучатель снабжен расположенным по обе стороны от него кольцевыми камерами, сообщенными с отверстиями.
    5. С.А. Войтко, А.А. Гунин и др. Авторское свидетельство № 1083696,

    1981 г., с.3. «Скважинная насосная установка».
    Изобретение относится к области гидромашиностроения и может быть использовано в конструкциях насосных установок, предназначенных для откачивания жидкости с механическими примесями из скважин.

    Цель изобретения – в повышении надежности и уменьшения габаритов установки.

    Поставленная цель достигается тем, что в скважинной насосной установке, содержащей установленный на колонне подъемных труб насос, размещенный на выходе последнего пескоотстойник, снабженный в нижней части нормально открытым клапаном, и обводную трубу, нижний конец которой непосредственно сообщен с выходом насоса, а верхний через обратный клапан – с полостью колонны труб, обводная труба расположена внутри пескоотстойника, а нормально открытый клапан выполнен подпружиненным и имеет внутреннюю

    полость, уплотненную относительно полости колонны труб и гидравлически связанную с выходом.
    1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11


    написать администратору сайта