Курсовая. Курсовая. Эксплуатация. Курсовой проект по дисциплине Эксплуатация нефтяных месторождений
 Скачать 1.43 Mb.
|
2.3 Анализ работы скважин №680 и №766 за 2018 - 2019г.Ежемесячные характеристики скважин № 680 и № 766 приведены в таблице 2.5. Таблица 2.5 Характеристики работы скважин № 680, № 766 за 2018 год
Показатели работы скважины № 680 представлены на рисунке 2.9  Рисунок 2.9 Показатели работы скважины № 680 С течением времени среднее значение показателей изменяется в небольшом диапазоне. Максимальный дебит скважины за данный период составляет 88 м3/сут и был достигнут в мае 2019 г. Максимальное значение динамического уровня – 3316 м в июне 2019 г. Минимальные значения показателей составляют 51 м3/сут и 2314 м (в октябре 2019 г.) соответственно. С декабря 2018 года по март 2019 года дебит оставался постоянным, хотя динамический уровень стремился вверх. Скорее всего неточно замерен дебит жидкости. Среднее значение динамического уровня – 2779 м. Среднее значение дебита жидкости – 76 м3/сутки. Показатели работы скважины № 766 представлены на рисунке 2.10  Рисунок 2.10 Показатели работы скважины №766 По данной диаграмме видно, что дебит скважины по жидкости и величина динамического уровня зависят прямо пропорционально друг от друга и с течением времени среднее значение показателей изменяется в небольшом диапазоне. С декабря по апрель дебит жидкости уменьшался, что повлекло к увеличению уровня жидкости, что свидетельствует о нормальной работе насоса. С мая по ноябрь 2019 года насос работал в нормальном режиме, динамический уровень и дебит не изменялся. Максимальное значение дебита и динамического уровня было достигнуто в декабре 2018 года и сентябре 2019 года– 127 м3/сутки и 3272 м соответственно. Минимальное значение дебита и динамического уровня было достигнуто в марте 2019 года и декабре 2018 года – 83 м3/сутки и 2591 м соответственно. Среднее значение динамического уровня – 2873 м. Среднее значение дебита жидкости – 99 м3/сутки. 2.4 Анализ наработки на отказ, межремонтный период и причины отказа скважин (за последние 3 года). Межремонтный период (МРП)— время между двумя последовательно проводимыми (очередными) плановыми капитальными и средними ремонтами оборудования, а также между вводом оборудования в эксплуатацию и его первым плановым капитальным ремонтом. Наработка на отказ (НнО) — технический параметр, характеризующий надёжность восстанавливаемого прибора, устройства или технической системы. Наглядно МРП и НнО представлены на рисунке 2.14 [2, 3].  Рисунок 2.11 – Распределение межремонтного периода и средней наработки на отказ По данной гистограмме можно сказать, что с 2016 по 2018 гг. происходит снижение межремонтного периода и наработки на отказ. МРП составил: в 2016 – 1770 суток, в 2017 – 1723 суток, в 2018 – 1387 суток. Средняя наработка на отказ составила: в 2016 – 997 суток, в 2017–894 суток, в 2018–737 суток. Проанализируем причины простоя и бездействия скважин за 2016-2018гг. Результаты представлены в таблице 2.6. Таблица 2.6 Анализ причин простоя и бездействия скважин за 2016-2018гг.
Проанализируем таблицу 2.7, используя данные этапов расследования отказов оборудования. В наибольшем случае за весь рассматриваемый период с 2016 по 2018 гг. скважины останавливали по причине R-0, а именно 66,6 %. Анализируя этапы расследования отказов, основными причинами отказов по причине остановки скважины R-0 являются: асфальто-смолистые-парафинистые отложения в приёмной сетке насоса и на обратном клапане; механическое повреждение кабеля; наработка выше гарантийного срока. Рекомендуется проводить мероприятия по предотвращению отложений парафинов или проводить очистку тех элементов оборудования, где происходят отложения. Например, спускать скребок или греющий кабель в НКТ. На проведение ГТМ приходятся 25 %, ток холостого хода – 8,4 %. Отказ подземного оборудования в значительном большинстве происходит из-за следующих причин: износ рабочих органов; присутствие в добываемой нефти большого количества ---механических примесей; отложение АСПО. Из-за выше перечисленных причин повышается износ рабочих органов оборудования, усложняется обслуживание скважин, при этом возрастают эксплуатационные расходы. Они забивают фильтры насосов, вначале уменьшая, а затем, полностью прекращая поступление жидкости в насос, или действуют как абразив, ускоряя процесс износа элементов насоса или заклинивания их. Помимо всего этого из-за содержания в добываемой продукции повышенного содержания сероводорода и минеральных солей, возникает риск в образовании коррозии подземного оборудования, в результате которой встает вопрос о дополнительной защите оборудования или же смене старого оборудования на новое, что несёт за собой не малые финансовые затраты. Наглядно доля причин остановки скважины за 2016-2018 гг. представлена на рисунке 2.15.  Рисунок 2.12 – Распределение количества остановок скважин по видам причин | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||