Анализ способов добычи нефти на Конитлорском месторождении - Борьба с осложнениями при эксплуатации скважин в условиях Конитлорского месторождения

По состоянию на 01.07.2006 парафинящейся фонд скважин ЦДНГ-5 составляет 523 скважин. Как видно из таблицы 3 количество ОДИ - 26, фонтанные - 30, ШСН - 263, ЭЦН - 431 из них 15 бездействия.

В 2006 году было проведено 68 обработок. Основная часть обработок проводилась силами НГДУ с помощью АДП и тросово-канатных звеньев. Скважины по которым проводилось АДП представлены в таблице 4. Исходя из таблицы 4 можно проанализировать по каким скважинам проводились обработки АДП и межочистной период по каждой скважине.

В течение года проводилась работа по уточнению межочистного периода, в результате МОП увеличился на 55 суток.

В связи с увеличением межочистного периода были снижены наиболее дорогостоящие обработки.

Также в течение года анализировались причины износа штанговых глубинных насосов, как видно из таблицы 5 основными причинами износа являются:

    1 . Засорение насосов мехпримесями (полиэтилен, резина, дерево, окалина и т. д. в клапанных узлах). 2. Засорение насосов песчано-парафинистой смесью.

Исходя из таблицы 6 основными же причинами выбраковки штанговых глубинных насосов являются заклинивание плунжера, неравномерный износ цилиндра насоса (невозможно подобрать плунжер), деформация резьбовой части цилиндра и продольный разрыв цилиндра насоса из температурного расширения жидкости (образование льда).

Таблица 3 - Фонд скважин Конитлорского месторождения

Э/ф

Дейст.

Дающ.

Прост.

Бд

Осв.

Пьез.

Контр.

Ликв.

Консер.

Мест. Конитлорское

ОДИ

26

26

26

0

0

0

0

0

0

0

ФОНТ

30

0

0

0

0

0

0

0

0

0

ШВН

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

ШСН

263

263

263

0

0

0

0

0

0

0

ЭДН

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

ЭЦН

431

400

400

3

15

0

5

0

0

8

Таблица 4 - Межочистной период скважин Конитлорского месторождения.

Месторождение

ЦДНГ

Куст

Скв

Способ

Насос

Тип ДПР

Qж

Н2О%

МОП

Конитлорское

5

11

1470

ШГН

НВ1Б-32-30-15-1

АДП

6

85

365

Конитлорское

5

11

1531

ШГН

НВ1Б-44-30-15-1

АДП

14

73

250

Конитлорское

5

11

1535

ШГН

НВ1Б-32-30-15-1

АДП

5

80

330

Конитлорское

5

12

1538

ШГН

НВ1Б-32-30-15-1

АДП

2

60

250

Конитлорское

5

12

1544

ШГН

НВ1Б-38-30-15-1

АДП

14

70

220

Конитлорское

5

13

1481

ШГН

НВ1Б-38-30-15-1

АДП

9

60

20

Конитлорское

5

14

1548

ШГН

НВ1Б-44-30-15-1

АДП

18

50

120

Конитлорское

5

16

1558

ШГН

НВ1Б-32-20-15

АДП

2

80

365

Конитлорское

5

16

1561

ШГН

НВ1Б-32-30-15-1

АДП

4

92

250

Конитлорское

5

6

1437

ШГН

НВ1Б-44-30-15-1

АДП

22

50

200

Таблица 5 - Ремонт штанговых глубинных насосов по причинам износа

Типоразмер насоса

Количество, шт.

В % от общего количества ремонтов

Дефекты узлов выявленные при ремонте

Примечание

Износ клапанной пары

Слом штока плунжера

Деформация головки направляющей штока, деформация переходника штока

Механический износкорпуса клапана

Износ плунжера

Деформация резьбы цилиндра, vлпинитeля

Итого текущих ремонтов

298

206

20

73

57

47

28
    1 . Засорение насосов мехпримесями (полиэтилен, резина, дерево, окалина и т. д. в клапанных узлах) - около 1 5 % 2. Засорение насосов песчано-парафинистой смесью (забиты клапанные узлы и плунжер насоса) - около 20%. Наличие парафина наблюдается в 70% разобранных насосов. После удаления мехпримесей - насосы в рабочем состоянии.

В т. ч. по типоразмерам:

НВ1Б-27(25-106-КНАМ)

11

3,7 %

6

3

6

НВ1Б-29США

12

4,0%

9

2

7

4

НВ1Б-32(25-125-КНАМ)

91

30,5%

63

8

22

11

14

12

В т. ч. США

38

12,8%

НВ1Б-38(25-150-КНАМ)

59

19,8%

42

5

18

14

9

4

В т. ч. США

7

2,3%

В т. ч. Австрия

5

1,7%

HB1B-44(25-175-RHAM)

54

18,1%

38

7

28

16

6

О

В т. ч. США

9

3,0%

НВ2Б-44(25-175-ТНМ)

55

18,5%

37

9

11

2

НВ2Б-57 (25-225-ТНМ)

16

5,4%

11

3

Таблица 6 - Основные причины выбраковки штанговых глубинных насосов

Типоразмер насоса

Количество, шт.

В % от общего количества ремонтов

В том числе по причинам

Примечание

Заклинен плунжер (невозможно извлечь)

Неравномерный износ цилиндра насоса (не-возможно подобрать плунжер)

Деформация резьбовой части цилиндра

Продольный разрыв цилиндра насоса из-за температурного расширения жидкости (образование льда)

Итого забраковано

45

6

35

3

1

В т. ч. по типоразмерам:

HB1B-27(25-106-RHAM)

3

6,7%

2

1

НВ1Б-29США

2

4,4%

2

HB1B-32(25-125-RHAM)

20

44,4%

1

18

1

В т. ч. США

6

13,3%

6

HB1B-38(25-150-RHAM)

4

8,9%

4

HB1B-44(25-175-RHAM)

9

Г20,0%

1

7

1

В т. ч. США

1

2,2%

1

НВ2Б-44(25-175-ТНМ)

3

6,7%

2

1

НВ2Б-57 (25-225-ТНМ)

3

6,7%

3

НВ2Б-32

1

2,2%

1

.

Похожие статьи




Анализ способов добычи нефти на Конитлорском месторождении - Борьба с осложнениями при эксплуатации скважин в условиях Конитлорского месторождения

Предыдущая | Следующая