Анализ эффективности эксплуатации ШСНУ в условиях

ОУДНГ филиала “Башнефть-Уфа”

Наличие большого количества скважин, эксплуатируемых ШСНУ различных типоразмеров, широкий диапазон условий эксплуатации, различные характеристики пластов и добываемых из них жидкостей позволили получить широкий спектр данных используемых при подборе оборудования в ОУДНГ филиала “Башнефть-Уфа”.

Анализ предусматривает группировку скважин по ряду общих признаков, которые приведены в таблице 8.

Таблица 8

Таблица 9

Добыча жидкости различными видами насосов по ОЦДНГ 1

Наибольшее число штанговых насосов (62 %) имеет производительность по нефти до 1 т/сут. Около 95 % скважин эксплуатируется с содержанием воды до 90 %, 5 % - более 90 %. Основными глубинами подвесок насоса являются 1000-1300 м, (95 % скважин), наиболее распространенными являются насосы вставного типа – 82,7 %. Наземное оборудование скважин представлено в основном станками-качалками нормального ряда типа СКН5 – 31 %, СКД8 –15 % и

7СК8 – 29 %. Колонны штанг комплектуются двумя диаметрами штанг – 22 и 19 мм в соотношении 40 % и 60 %. Средняя величина погружения насосов под динамический уровень составляет более 300 м. что обеспечивает давление на приеме 2,5…3,0 МПа. Число ходов большинства станков-качалок поддерживается в пределах 5…6, длина хода полированного штока составляет 1,2 …2,5 м. /1/

Основное применение в ОЦДНГ 1 получили насосы вставного типа (НСВ) – 268 шт. На них ложится основная часть добычи нефти – 95252,2 т. из 151703,1 т. в год. Но если сравнить отдельно насосы, то из таблицы видно, что насосы типа НСН2Б-44 добывают в три раза меньше жидкости, чем НСВ1Б-32, но их в 7,5 раз меньше чем вставных. Это объясняется тем, что они применяются в мало обводненных скважинах, чем вставные и производительность невставных насосов выше чем вставных. Однако вставные скважинные насосы выгоднее при их ремонте (их понимают только на штангах, а невставные необходимо поднимать часть на штангах, часть и на НКТ).

Приведенные данные в таблице 10 позволяют представить условия работы скважин и оборудования и облегчают рассмотрение аварийности.

Около 14 % всех отказов приходится на насос. Следствием выхода из строя насоса является, как правило, уменьшение или полное прекращение подачи, фиксируемое на поверхности. К отказам относится: заклинивание плунжера в цилиндре из-за его запарафинивания – 70 %; слом штока плунжера в резьбе – 10 %; износ плунжерной пары из-за попадания в насос механических примесей – 20 %.

Около 12 % всех ремонтов происходит вследствие прекращения подачи насоса из-за запарафинивания НКТ и их негерметичности. Причиной этого осложнения является отсутствие на скважинах надежных средств профилактической борьбы с парафином и применение износившихся труб.

Более 44 % всех отказов составляет обрыв штанг. Это происходит вследствие увеличения глубины подвески, обводнённости добываемой нефти и применения износившихся штанг, заклинивания плунжера в насосе, увеличения веса колонны штанг вследствие отложения на них парафина и кручения колонны штанг штанговращателем.

Отворот штанг в процессе эксплуатации составляет 5 % всех ремонтов. Причинами отворотов являются неполное перекрытие резьбы при свинчивании, удары по муфте при развинчивании, износ резьбы по причине многократного использования износившихся штанг.

Значительное число отказов – 14 % занимает обрывы полированного штока, происходящие по причине использования в качестве штоков обычных штанг.

На сегодняшний день ШСНУ экономически выгодно применять, т.к. эта установка неприхотлива в обслуживании, проста в изготовлении и ремонте, также она необходима для получения запланированного проектом разработки коэффициента нефтеизвлечения. Так как УЭЦН ведет форсированный отбор жидкости и как следствие этого необходимо поддерживать истощающуюся энергию пласта и следовательно увеличивать закачку воды (обводненность увеличивается), а при эксплуатации ШСНУ отбор жидкости меньше (обводненность практически не меняется)

3.3 Эксплуатация скважин, оборудованных электроцентробежными погружными насосными установками (ЭЦНУ)

Недостаточно высокая подача штанговых насосов, необходимость установки громоздкого оборудования, опасность обрыва штанг при больших глубинах скважин и другие причины ограничивают область применения штанговых насосов.

В связи с этим за последние годы при эксплуатации нефтяных скважин стали применять бесштанговые насосы, из которых широко распространены погружные центробежные электронасосы и винтовые насосы.

Так как электродвигатель расположен непосредственно под насосом, насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и электродвигателем через фильтр-сетку.

Автотрансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к погружному электродвигателю. Для защиты от пыли и снега автотрансформатор устанавливают в будке. Станция управления позволяет вручную или автоматически включать и отключать агрегат и контролировать его работу (отключать агрегат при прекращении подачи жидкости, при перегрузках и коротких замыканиях).