2.6 Анализ мехфонда скважин и способы его эксплуатации

За 2009-2010 гг. эксплуатационный фонд УЭЦН увеличился более, чем на 200 скважин и стал составлять весомую часть в общем эксплуатационном фонде. Более детально эксплуатационный и действующий фонды показаны в табл. 2.1 и на рис. 2.1.

Таблица 2.1

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин НГДУ

“Комсомольскнефть” и Родникового месторождения на 01.01.2010

Как видно из диаграммы рис. 2.1 доминирующую позицию в действующем нефтяном фонде Родникового месторождения занимает фонд УЭЦН - 57,87 % притом, что действующий фонд УШГН составляет 34,55 % от всего действующего эксплуатационного фонда.

На 1.01.10 в НГДУ “Комсомольскнефть” эксплуатационный фонд увеличился на 173 скважины и составил 1865 скважин, из них фонтанным способом эксплуатировалось 40 скважин, что на 25 скважин больше, чем на 1.01.09г. Для механизированной добычи нефти использовались установки электропогружных насосов (УЭЦН) 1317 скважин, что составило увеличение на 122 скважины, в том числе 120 скважин оборудованы импортными установками фирмы ODI.

На 1.01.10 г. механизированный фонд увеличился на 148 скважин и составил 1825 скважин (97,8 % от эксплуатационного фонда НГДУ), в том числе (табл. 2.2):

1. Северо-Родниковое месторождение - 358 скважин, из них скважин с УЭЦН - 275 скважин (76,8 % от механизированного фонда цеха), увеличился на 11 скважин, 9 из которых оборудованы импортными УЭЦН фирмы ODI.

2. Южно-Родниковое месторождение - 453 скважины, из них фонд скважин, оборудованных УЭЦН, составил 219 скважин (48,3%), увеличение составило 33 скважины, в том числе 17 скважин оборудованы импортными УЭЦН фирмы ODI.

В действующем фонде скважин, оборудованных УЭЦН, на 1.01.10 г. находилось 440 скважин, что на 0,2 % больше по сравнению с аналогичным периодом прошлого года табл. 2.3. Распределение этих показателей по цехам добычи также можно увидеть в табл. 2.2 и табл. 2.3.

В неработающем фонде скважин, оборудованных УЭЦН, на 1.01.10 г. находилось 54 скважины (10,9 % от эксплуатационного фонда УЭЦН), что на0,2 % меньше по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, в том числе:

Таблица 2.2

Движение фонда УЭЦН по типоразмеру на 1.01.10. года

Таблица 2.3

Движение фонда УЭЦН по типоразмеру на 1.01.09. года

- в бездействии - 33 скважины, на период 01.01.09 г. в бездействующем фонде находилось 25 скважин. Большая часть бездействующих скважин приходится на ЭЦН 5-50-60 - 25 скважин и ЭЦН 5-80 - 5 скважин;

- в простое - 21 скважина, что на 4 скважины меньше по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, из них на УЭЦН 5-50-60 приходится 14 скважин.

За 2009 год парк УЭЦН увеличился на 44 шт. за счет перевода скважин с других способов эксплуатации на УЭЦН и составляет 494 скважины (рис. 2.2). Детально движение фонда УЭЦН за 2010 год показано в табл. 2.4. Увеличение парка УЭЦН произошло преимущественно за счет перевода с ШГН - 8 шт. и с фонтана - 5 шт.

Установками УЭЦН 5-20 оборудованы 2 скважины, УЭЦН 5-30 - 26 скважин, УЭЦН 5-50-60 - 302 скважины, УЭЦН 5-80 - 101 скважина, УЭЦН 5-125-130 оборудованы 30 скважин, высокодебитными установками, от 200 до 250 м³/сутки, оборудованы 7 скважин.

Импортными установками ODI оборудованы 26 скважин, из них с дебитом от 20 до 60 м³/сутки (R-5) - 20 скважин; от 60 до 100 м³/сутки (R-7) - 5 скважин; от 100 до 150 м³/сутки (R-9) - 1 скважина.

Диаграмма показывает, что самыми распространенными типоразмерами отечественных ЭЦН являются ЭЦН5-50-60 и ЭЦН5-80 производства заводов «Борец», «Алнас», «Лемаз» и СЦБПО ЭПУ. Также на промыслах Родникового месторождения нашли применение ЭЦН импортного производства - ODI фирмы OILDYNAMICSINC.

Таблица 2.4

Движение фонда скважин, оборудованных УЭЦН за 2010год

2.7 Анализ неэффективных ремонтов УЭЦН

К неэффективным ремонтам скважин, оборудованным УЭЦН, относят:

- повторные, произведенные по причине выхода УЭЦН из строя, не отработавшего после запуска 48 часов;

- преждевременные, произведенные по причине выхода УЭЦН из строя, не отработавшего после запуска 120 суток;

- затянувшиеся, произведенные по причине выявления неудовлетворительных технологических параметров УЭЦН или скважины в процессе выполнения ремонта (запуск соответственно не производился).

В 2010 году по Родниковому месторождению было произведено 620 монтажей УЭЦН из них 56 неэффективных ремонтов табл. 5.5, в том числе по цехам добычи: ЦДНГ-2 - 33 неэффективных ремонта, ЦДНГ-4 - 23 неэффективных ремонта. Основными причинами ремонтов явились: засорение и солеотложение рабочих аппаратов УЭЦН, эксплуатация насосов с повышенным содержанием КВЧ, некачественный вывод скважин на режим, бесконтрольная эксплуатация. Наглядно распределение неэффективных ремонтов по месторождению и цехам добычи представлено на рис. 2.3.

Таблица 2.5

Анализ неэффективных ремонтов скважин оборудованных УЭЦН

по Родниковому месторождению за 2001 год

Рассматривая ремонты по виновным сторонам (табл. 2.6), можно выделить следующее: по вине подразделений НГДУ произошло 30 ремонтов, по вине ЦБПО ЭПУ - 9 ремонтов, УПНП и КРС - 5 ремонтов, УПКРС - 8 ремонтов, ОТКРС - 1 ремонт, ЦПП - 1 ремонт, завода-изготовителя - 1 ремонт, причина не установлена - 1 ремонт.

Рис. 2.4 Неэффективные ремонты за 2010 год

Таблица 2.6

Распределение неэффективных ремонтов по виновным сторонам за 2010 год

Рассматривая неэффективные ремонты, произведенные по вине НГДУ, можно выделить следующие причины ремонта эксплуатационного характера рис. 2.4:

Затянувшиеся ремонты (табл. 2.7).

В 2010 году по Родниковому месторождению количество затянувшихся ремонтов значительно снизилось по сравнению с предыдущим годом.

Основные причины ремонтов:

* снижение R изоляции кабельной линии - 1 ремонт;

* брак муфты - 1 ремонт.

Таблица 2.7

Распределение причин затянувшихся ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН за 2010 год

Повторные ремонты (табл. 2.8).

По Родниковому месторождению произошло некоторое увеличение повторных ремонтов.

Основные причины ремонтов:

* засорение и солеотложение на рабочих органах насосов - 5 ремонтов;

* брак монтажа РТИ - 3 ремонта;

* мехповреждение кабельных линий - 3 ремонта.

Преждевременные ремонты (табл. 2.9).

В 2010 году рассматривались причины ремонтов скважин с УЭЦН не отработавших 120 суток.

Основные причины неэффективных ремонтов:

* засорение (солеотложение) рабочих органов ЭЦН - 7 ремонтов;

* эксплуатация при повышенном проценте содержания мехпримесей - 6 ремонтов;

* перегрев плоского удлинителя - 4 ремонта;

* эксплуатация УЭЦН на срыве подачи - 6 ремонтов;

* мехповреждение кабельных линий - 3 ремонта;

* некачественная подготовка скважины - 3 ремонта.

Основной причиной отказов в работе погружного оборудования, являются некачественные резинотехнические изделия, применяемые в установках ЭЦН.

Таблица 2.8

Распределение причин повторных ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН за 2010 год

Таблица 2.9

Распределение причин преждевременных ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН за 2010 год (3-120сут)

С целью снижения неэффективных ремонтов созданы специализированные звенья (супервайзеры) занимающиеся эксплуатацией и монтажом оборудования на более высоком качественном уровне. За супервайзерами закреплены отдельные месторождения, на которых ранее наблюдался рост количества неэффективных ремонтов. В задачах вышеупомянутых звеньев, действуя на основании положения «О создании службы супервайзеров» уменьшение не только браков ЦБПО ЭПУ, но и всех подразделений ОАО “Сургутнефтегаз”.

С целью уменьшения количества неэффективных ремонтов наряду с проводимыми техническими мероприятиями введена система экономической ответственности для ИТР и рабочих, задействованных в технологических процессах ремонта и эксплуатации УЭЦН.