Анализ причин отказов установок ЭЦН на Южно-Балыкском месторождении
Зарегистрируйся в два клика и получи неограниченный доступ к материалам,а также
промокод
на новый заказ в Автор24. Это бесплатно.
Введение
Южно-Балыкское месторождение нефти расположено в бассейне реки Балык, в 70 км к югу от г.Нефтеюганска. В тектоническом отношении Южно-Балыкское месторождение приурочено к южной части Сургутского свода, который располагается в свою очередь в центральной части Западно-Сибирской плиты, имеющей чётко двухчленное геологическое строение: палеозойский складчатый фундамент и платформенный мезо-кайнозойский осадочный чехол. Южно-Балыкское месторождение приурочено к одноимённой локальной структуре, расположенной в северо-восточной части Южно-Балыкского куполовидного поднятия. По отражающему горизонту "Б" Южно-Балыкская структура представляет собой ассиметричную брахиантиклинальную складку с весьма изменёнными очертаниями крыльев, имеющих подковообразную форму, обращённую своей вогнутой стороной в направлении Мамонтовского месторождения. В пределах оконтуривающей изогипсы - 2775 м поднятия имеет размеры 5 х 25 км, амплитуда более 100 м. Наиболее высокая отметка гребня структуры располагается в районе скважины 25р и составляет 2770 м. Углы наклона крыльев не превышает 3-40. Южно-Балыкском месторождение разрабатывает и обслуживается сервисным ЭПО ООО «РН-Юганскнефтегаз» ЦДНГ-16. В настоящее время основной способ добычи нефти приходится на установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). Для механизированной эксплуатации скважин на месторождении применяются установки электроцентробежных насосов и штанговых глубинных насосов. В структуре действующего фонда скважин, доля скважин, оборудованных УЭЦН, составляет 73%, оборудованных ШГН – 27%. Эксплуатация фонда производится механизированным способом, с диапазоном ЭЦН от 1 до 1361 м3/сут (ЭЦН-15/ SN-10000) и основными осложнениями при эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН Южно-Балыкского месторождения являются: солеотложения; свободный газ; коррозия оборудования; заражение СВБ, парафиноотложения, механические примеси в добываемой жидкости. Наиболее эффективными методами сокращения себестоимости добываемой нефти являются уменьшениепотерь добычи от простоя скважин и сокращение затрат на подземный ремонт за счет увеличения наработкина отказ ГНО. Цель работы:- Анализ причин отказов установок ЭЦН на Южно-Балыкском месторождении Основные задачи: 1). Анализ по эксплуатационному фонду скважин с УЭЦН. 2). Анализ причин и нароботкина отказ, скважин оборудованныхc УЭЦН. 3). Строгое соблюдение организационно – технических мероприятий по эксплуатационному фонду скважин оборудованных с УЭЦН по предупреждению причин отказов.
Общие сведения о месторождении
В административном отношении Южно-Балыкское месторождение расположено вНефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО) Российской Федерации. Нефтеюганский район находится в пределах Западно-Сибирской низменности. На северо-востоке гр...
Открыть главуХарактеристика продуктивных пластов
По результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин нефтеносность установлена в отложениях тюменской свиты (пласт Ю2), ачимовской пачки (пласты БС16-22) и горизонте БС10, мегионской свиты (Пласты БС101 и БС102). Геологический разрез месторо...
Открыть главуХарактеристика пластовых флюидов
Запасы нефти, растворенного и свободного газа по Южно-Балыкскому месторождению утверждены в 2012 году ФГУ ГКЗ РФ (протокол № 1574 от 30.03.2012г). Подсчет геологических запасов нефти и растворенного газа производился раздельно по пластам П1, П2, Т и...
Открыть главуКраткая история разработки месторождения
В период 1962 - 1963 г.г. сейсмическая партия выявила и детализировала Южно-Балыкское поднятие. Поисково-разведочное бурение на рассматриваемой территории было начато в 1964 г. Первой была пробурена скважина 91 на Южно-Балыкское нефтяное месторожден...
Анализ текущего состояния разработки месторождения
Южно-Балыкское месторождение разрабатывается с 1964 года и в настоящее время находится в IV стадии разработки, но с относительно стабильным уровнем добычи. Эксплуатационное разбуривание по проектной сетке 25 га/скв происходило непрерывно с 1964 по 19...
Открыть главуПроектные и фактические показатели добычи
Сравнение проектных и фактических показателей разработки проведено за последние пять лет в целом по месторождению. В настоящее время месторождение разрабатывается на основании технологического проектного документа “Дополнение к проекту разработки ме...
Общие сведения об УЭЦН
На сегодняшний день предложено большое число различных схем и модификаций установок ЭЦН. На рисунке 3.1 приведена одна из схем оборудования добывающей скважины установкой погружного центробежного электронасоса. Рисунок 3.1. Схема установки погружного...
Анализ осложнений при работе УЭЦН на месторождении
Основными осложнениями при эксплуатации скважин Южно-Балыкского месторождения являются: солеотложения; коррозия оборудования; заражение СВБ, парафиноотложения, механические примеси в добываемой жидкости. Солеотложения Добыча обводненной нефти сопрово...
Открыть главуМероприятия по оптимизации работы УЭЦН
Мероприятия по стабилизации и росту наработки на отказ в ЦДНГ-6 по УЭЦН в 2018 году. Обработка скважин ХПКС-004А, в пласт при переводе с УШГН на УЭЦН, при оптимизации малодебитных УЭЦН на высокодебитные. Проработка колонн скважин скрепером находящихс...
Открыть главуБезопасность проведения работ
Рассмотрим основные наиболее вероятные опасные производственные факторы на рабочих местах, которые могут иметь место при выполнении данного вида работ. 1. Статическое электричество Главным источником формирования данного фактора является возможностью...
Защита недр и окружающей среды
Промышленная разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений допускается только при условии, когда добываемый вместе с нефтью газ используется в народном хозяйстве или, в целях временного хранения, закачивается в специальные подземные хранилища, в р...
Заключение
В работе были рассмотрены основные причины отказов погружного оборудования и проанализированы основные методы борьбы с осложнениями в скважинах. Были рассмотрены методы предупреждения отказа и восстановления работоспособности УЭЦН. Необходимо понимать, что скважинные условия и технические характеристика нефтепромыслового оборудования различны. К тому же нельзя забывать о том, что все осложняющие факторы, встречающиеся при эксплуатации УЭЦН, взаимосвязаны между собой. Применение современных методов борьбы с осложненными условиями позволяет существенно снизить количество удельных текущих ремонтов, что позволяет сократить растраты на сам ремонт и потерю потенциальной прибыли от простоя скважин.
Список литературы
Мищенко, И.Т. Скважинная добыча нефти [Текст] / И.Т. Мищенко. – Москва : Нефть и газ, 2007. Покрепин, Б.В. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин [Текст] / Б.В. Покрепин.- Волгоград: Ин-фолио, 2008. Ривкин, П.Р. Техника и технология добычи и подготовки нефти на промыслах [Текст] / П.Р. Ривкин. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2008. Сучков, Б.М. Краткий нефтепромысловый словарь-справочник [Текст] / Б.М. Сучков. – Москва, Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2008 . Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности : ПБ-08-624-03: утв. Федеральным горным и промышленным надзором России 05.06.03 : ввод. в действие с 30.06.03 // Справочно-правовая система «Гарант»: [Электронный ресурс] / НПП «Гарант-Сервис» 2012 г. УДК 622.276.1 Протекторная защита от коррозии в скважинах с УЭЦН Апасов Т.К.1, Апасов Г.Т.1, Порожняков Д.В.2, Саранча А.В. Физические основы разработки нефтяных месторождений и методов повышения нефтеотдачи : учебное пособие / Коротенко В. А., Кряквин А. Б., Грачев С. И. и др. – Тюмень :ТюмГНГУ, 2014. – 104 с. ISBN 978-5-9961-0844-2. ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ТПП «Урайнефтегаз» - «Технологические регламенты по осложнению и недостаткам в работе нефтегазопромыслового оборудования» г.Урай, 2010 год. СТП-01-014-99 «Установки погружных центробежных насосов типа УЭЦН. Методика определения допустимой кривизны ствола скважины в интервале подвески УЭЦН», введённый приказом №168 от 27.03.2000 г. по ОАО «ЛУКОЙЛ»; «Регламент проведения гидродинамических исследований с применением термоманометрических систем» введенный протоколом № 10/4-9П от 13.04.2011г. по ОАО «ЛУКОЙЛ»; «Методика расчета наработки на отказ скважинного оборудования» утвержденная первым исполнительным вице-президентом ОАО «ЛУКОЙЛ» от 08.08.2011г.; . «Регламент расследования причин отказа внутрискважинного оборудования, не отработавшего гарантийный срок» утвержденный Первым заместителем генерального директора – главным инженером ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» 27.09.2010г.; . «Регламент по выводу скважин на режим» утвержденный Первым заместителем генерального директора – главным инженером ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» от 21.10. 2009г.; «Регламент по проведению мероприятий для определения причин снижения или отсутствия дебита скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» утвержденный Первым заместителем генерального директора – главным инженером ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» от 17.12.2010г.; 15.«Регламент по проведению спуско-подъемных операций с установкой электроцентробежного насоса при освоении, капитальном и текущем ремонте скважин ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь», утвержденный Первым заместителем генерального директора – главным инженером ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» от 17.02.2004 г.; 16. «Регламент по подбору глубины спуска ЭЦН в скважину, в которой отсутствуют интервалы эксплуатационной колонны с ТНК 3 и менее минуты на 10 метров», утвержденный заместителем Генерального директора по производству ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» 10.02.2000г.; 17. «Методика пересчета давлений, полученных по данным ТМС, на отметку пласта» введенная приказом № 185 от 18.06.2010г по ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»; 18. «Технический регламент по глушению скважин перед проведением текущего, капитального ремонта и освоения после бурения на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз» от 02.06.2011г.; 19. «Критерии, определяющие необходимость спуска газосепаратора в компоновке УЭЦН» утвержденные Первым заместителем генерального директора - главным инженером ТПП «Урайнефтегаз» от 09.08.2012г.; 20.«Инструкция по определению динамического уровня по напорной характеристике насоса и точной настройки защит УЭЦН от недогрузки ПЭД» утвержденная Первым заместителем генерального директора – главным инженером ТПП «Урайнефтегаз» от 13.06.2006г.; 21.«Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи» Москва «Недра» 1984. 22. Двигатели асинхронные погружные унифицированной серии ПЭД модернизации М. ТУ 3381-026-21945400-97 ОАО «Альметьевский насосный завод» ОАО «АЛНАС» от 16.01.1998г.;
