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 | Наработкана отказ | Кол-воремонтов | 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 поНГДУ «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.