|состо|вс|Т И П О Б О Р У Д О В А Н И Я |
|яние |ег| |
| |о | |
| | |ЭЦ|ЭЦ|ЭЦ|ЭЦН5|ЭЦН|ЭЦН|ЭЦН|ЭЦН|ЭЦН|ЭЦН|ЭЦН|Цен|OD|ВН|ЦУ|про|
| | |Н5|Н5|Н5|-125|5М-|5-2|5А-|5А-|5А-|5А-|5А-|три|I |Н |НА|чие|
| | |-2|-3|-8| |50 |50 |250|400|500|16 |25 |лиф| | |Р | |
| | |0 |0 |0 | | | | | | | | |т | | | | |
|Спуще|77|30|27|15|843 |389|360|148|73 |33 |17 |6 |105|38|42|0 |0 |
|но в |69|2 | |35| |1 | | | | | | | |7 | | | |
|скваж| | | | | | | | | | | | | | | | | |
|ину | | | | | | | | | | | | | | | | | |
|В |68|22|25|13|768 |337|333|139|65 |31 |8 |2 |105|37|41|0 |0 |
|работ|57|1 | |72| |2 | | | | | | | |5 | | | |
|е | | | | | | | | | | | | | | | | | |
|В |91|81|2 |16|75 |519|27 |9 |8 |2 |9 |4 |0 |12|1 |0 |0 |
|прост|2 | | |3 | | | | | | | | | | | | | |
|ое | | | | | | | | | | | | | | | | | |
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 |Типоразмер |Фонд |
| |на 1.01.97 | |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.
|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|Действ. |Отказы |Наработк|Кол-во |МРП |Средний|Обводне|
|. |фонд | |а |ремонтов| |дебет |нность |
|фонд | | |на отказ| | | | |
|199|199|199|199|199|199|199|199|199|199|19|19|199|199|199|199|
|5 |6 |5 |6 |5 |6 |5 |6 |5 |6 |95|96|5 |6 |5 |6 |
|157|143|116|111|117|131|264|266|122|122|31|31|114|122|89,|90,|
|6 |1 |8 |5 |2 |5 | | |6 |4 |0 |0 |.5 |.6 |0 |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.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17
