Можно выделить две группы гтм по увеличению производительности скважин
 Скачать 0.98 Mb.
|
|
4. Специальная часть .1 Фонд скважин По состоянию на 1.01.2009 года фонд добывающих скважин составил - 2144, действующий фонд - 1240 скв., из них: фонтанные - 241 скважина, ЭЦН - 577скважин, ШГН - 315 скважин, ЭДН - 4 скважин. Дающие продукцию - 606 скважин, из них: фонтанным способом - 9 скважин, механизированным способом: ЭЦН - 424 скважин, ШГН - 170 скважин, ЭДН - 3 скважин. Остановленные в отчетном месяце по Талинской площади - 46 скважин. Основная причина остановки скважин - неисправность подземного оборудования - 36 скважин, высокая обводненность - 8 скважин, снижение пластового давления - 2 скважины. Фонд, находящийся в бездействии, составил - 331 скважина по способам эксплуатации: фонтанные - 160 скважин, ЭЦН - 55 скважин, ШГН - 91 скважина, ЭДН - 5 скважин. по причинам: низкая продуктивность - 15 скважин, снижение пластового давления - 28 скважин, высокая обводненность - 33 скважины, нарушение экспл.колонны - 11 скважин, аварийные - 99 скважин, наличие гидратно-парафиновых пробок (ГПП) 52 скважины, отсутствие забоя - 18 скважин, неисправность подз.оборуд. - 60 скважин, остановлена на исследование - 1 скважина, остановлены на зимний период - 2 скважины, отсутствие подз.оборудования - 12 скважин. В освоении находится - 3 скважины. В консервации находится - 1144 скважины по причинам: низкая продуктивность - 84 скважин, снижение пластового давления - 128 скважин, нарушение герм.экспл.колонны - 4 скважины, высокая обводненность - 412 скважин, аварийные - 224 скважины, наличие ГПП - 196 скважин, отсутствие забоя - 4 скважины, ожидание обустройства - 7 скважин, неисправность подз.оборуд. - 18 скважин, отсутствие подз. оборуд. - 12 скважин. Пьезометрических 25 скважин. Ликвидировано - 26 скважин. Нагнетательный фонд по состоянию на 1.01.2001 год составил 892 скважины. Действующий фонд - 253 скважины, из них под закачкой - 110 скважин, остановленных - 3 скважины, в бездействии - 124 скважины, в освоении - 16 скважин. В консервации находится 632 нагнетательные скважины. Пьезометрических - 1 скважина. Ликвидировано - 6 скважин. Основная причина такого числа скважин, находящихся в простое, бездействии и консервации - это недостаточное количество бригад ПРС и КРС. На сегодняшний день в НГДУ - 8 бригад по ПРС и 8 бригад по КРС, которые выполняют ремонты, чтобы поддержать действующий фонд. Для ввода скважин из бездействия и консервации необходимо дополнительное число бригад. Для обеспечения проектного уровня добычи нефти в 2000 году в эксплуатацию введены 13 добывающих скважин и 1 нагнетательная скважина. На механизированную добычу переведено 104 скважины, из них оборудовано ЭЦН - 77, ШГН - 25. 4.2 Анализ эксплуатации скважин Талинского месторождения установками ЭЦН НГДУ «Талинскнефть» за 1999 год добыча нефти скважинами, оборудованными УЭЦН, составила 59 % от общей добычи или 713313 тыс. тонн. На 01.01.2009 года фонд скважин, оборудованных УЭЦН, составляет 493 ед. Из 493 скважин, оборудованных УЭЦН: Дающих продукцию - 381 скв., (77,3 %); В режиме постоянной откачки - 371 скв., (75,3 %); Работающих периодически - 10 скв., (2 %); Фонтанирующих через УЭЦН - нет; Простаивающих - 102 скв., (20,7 %); Сравнительный анализ выше перечисленных показателей за последние 7 лет представлен в таблице 4.1. Таблица 4.1 - Динамика состояния фонда скважин оборудованных УЭЦН
Примечание: * - количество скважин (процент от общего числа скважин) Анализируя динамику состояния мех.фонда скважин, оборудованных УЭЦН, за прошедшие годы (1993-99 гг.), нельзя не отметить, что процентное отношение скважин, работающих в режиме, возросло от 10.5%, до 75,2%; периодических - снизилось с 6.8% до 2%; простаивающих - снизилось с 48.7% до 20.7%. Динамика межремонтного периода УЭЦН. Динамика наработки на отказ характеризуется ежегодным увеличением межремонтного периода скважинного оборудования. В сравнении 2005 - 2006 гг. МРП в 2005 г. увеличился на 204.2% (151.1 сут); и на 26.5% (47.2смут) - в сравнении 2004 годам. Данные представлены в таблице № 4.2.2, графике № 1 Таблица 4.2 - Среднегодовая наработка УЭЦН на отказ по годам
  График 1 - Динамика МРП УЭЦН за период с 2005 г. по 2012 г. Увеличение МРП УЭЦН обусловлено улучшением технологической дисциплины и качества выполняемых операций подразделениями НГДУ в ЦБПО ЭПУ. Со стороны НГДУ в этом направлении постоянно ведутся следующие работы: Отбивка забоев, ЛСГ или геофизической партией, на всех скважинах без исключения перед монтажом УЭЦН. При недостаточном забое обязательная промывка скважины до чистой воды и после этого монтаж УЭЦН по согласованию с ЦБПО ЭПУ. Контроль за оснащенностью бригад ПРС и КРС, расстановкой оборудования и скоростью СПО при проведении подземных ремонтов. Расчет подбора типоразмера УЭЦН на переводных, оптимизируемых скважинах после проведения прямых гидродинамических исследований. Запуск, вывод на режим и контроль в процессе эксплуатации УЭЦН согласно «Технологического регламента». . Штуцирование затрубного пространства и НКТ. Динамика причин отказов УЭЦН. Основные причины преждевременных отказов (0 - 30 суток) за 2005г. связаны с некачественной подготовкой подземного оборудования и эксплуатацией скважин. По ЦБПО ЭПУ процентное отношение основных причин преждевременных отказов характеризуется следующим образ 2004 год 2005 год
В сравнении с 2004г. (7,86% - 7 отказов) за 2005 год, наблюдается уменьшение преждевременных отказов по кабельной линии на - 3.51%.
В сравнении с 2004 г. (23,59%) за 2005г. наблюдается уменьшение отказов по гидрозащите на 14,87%.
в сравнении с 2004г. (23,59%) за 2005г.данный показатель уменьшился на 14.89%.
В сравнении с 2004г. (46,07%) за 2005г. наблюдается уменьшение отказов по гидрозащите и ПЭД на 29,76%. По НГДУ «ТН» процентное отношение основных причин преждевременных отказов на 01.01.2009г характеризуется следующим образом:
В сравнении с 2004г. (16,86%), за 2005г наблюдается увеличение преждевременных отказов по мех. повреждения кабеля на - 12.49%;
В сравнении с 2004г. (3,37%), за 2005г. наблюдается некоторое увеличение преждевременных отказов по причине засорения насоса мех. примесями на 2.06%;
в сравнении с 2004г. (2,24%) за 2005г. наблюдается увеличение преждевременных отказов по причине засорения насоса солеотложения на - 2.11%;
в сравнении с 2004 г, (6,74%), за 2005г. наблюдается уменьшение преждевременных отказов по причине негерметичности НКТ на - 0.27%; Увеличение преждевременных отказов по мех. повреждению кабеля в 2008г не говорит о том, что ухудшилась технологическая дисциплина при проведении подземных ремонтов. Это показывает, что увеличилось количество выполняемых ремонтов. Статистика приведенная в таблице 4.3 свидетельствует об этом. Таблица 4.3 - Статистика проведения ремонтов скважин оборудованных установками ЭЦН
Таблица 4.4 - Основные причины отказов УЭЦН (процент от общего количества отказов)
Примечание: *- количество отказов (процент от общего количества отказов) В вышеизложенном анализе основных причин преждевременных отказов УЭЦН есть положительные сдвиги, как в работе ЦБПО ЭПУ, так и в работе НГДУ «ТН». Основные причины отказов УЭЦН за 1999 год. Таблица 4.5 - Основные причины отказов установок ЭЦН за 2009 год
Примечание: *- количество отказов (процент от общего количества отказов) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||