В течение 1994 - 1997 г.г. закачка осуществлялась 10 КНС (КНС-16,17,5, 20,23,24,27,28,30,31), оснащенными 62 насосными агрегатами ЦНС 180-1900. Анализ показателей насосного оборудования КНС позволил установить, что их общая производительность значительно отличалась от предусмотренной в проектах обустройства в меньшую сторону. Фактическая средняя единичная производительность насосных агрегатов большинства эксплуатируемых КНС (151-189 м3/ч) превышает номинальную (150м3/ч).

Учет закачиваемой воды осуществляется расходомерами типа СВЭМ-200, установленными на выкидных линиях насосных агрегатов и расходомерами, смонтированными в блок-гребенках кустов нагнетательных скважин (СВУ-200).

В 1997 году в связи с экономией электроэнергии были остановлены и законсервированы КНС - 16, 17, 5, 20, 23, 24. На КНС - 27, 28, 30, 31 - оставили в работе 6 агрегатов.

Фонд нагнетательных скважин на 1.04.2000 год составил 892, из них действующих - 113, в бездействии - 124, в освоении- 16, в консервации - 632, пьезометр - 1, в ликвидации - 6.

Средняя закачка в месяц - 31258 м3, средняя приемистость скважин - 293 м3/сут. Текущая компенсация отборов жидкости в пластовых условиях закачкой воды в целом по месторождению составила 79,3% (в 1998 году- 88,6%), с начала разработки 113,3%.

---

4. Специальная часть
.1 Фонд скважин
По состоянию на 1.01.2009 года фонд добывающих скважин составил - 2144, действующий фонд - 1240 скв., из них:

фонтанные - 241 скважина,

ЭЦН - 577скважин,

ШГН - 315 скважин,

ЭДН - 4 скважин.

Дающие продукцию - 606 скважин, из них:

фонтанным способом - 9 скважин,

механизированным способом: ЭЦН - 424 скважин,

ШГН - 170 скважин,

ЭДН - 3 скважин.

Остановленные в отчетном месяце по Талинской площади - 46 скважин. Основная причина остановки скважин - неисправность подземного оборудования - 36 скважин, высокая обводненность - 8 скважин, снижение пластового давления - 2 скважины.

Фонд, находящийся в бездействии, составил - 331 скважина

по способам эксплуатации: фонтанные - 160 скважин,

ЭЦН - 55 скважин,

ШГН - 91 скважина,

ЭДН - 5 скважин.

по причинам:

низкая продуктивность - 15 скважин,

снижение пластового давления - 28 скважин,

высокая обводненность - 33 скважины,

нарушение экспл.колонны - 11 скважин,

аварийные - 99 скважин,

наличие гидратно-парафиновых пробок (ГПП) 52 скважины,

отсутствие забоя - 18 скважин,

неисправность подз.оборуд. - 60 скважин,

остановлена на исследование - 1 скважина,

остановлены на зимний период - 2 скважины,

отсутствие подз.оборудования - 12 скважин.

В освоении находится - 3 скважины.

В консервации находится - 1144 скважины по причинам:

низкая продуктивность - 84 скважин,

снижение пластового давления - 128 скважин,

нарушение герм.экспл.колонны - 4 скважины,

высокая обводненность - 412 скважин,

аварийные - 224 скважины,

наличие ГПП - 196 скважин,

отсутствие забоя - 4 скважины,

ожидание обустройства - 7 скважин,

неисправность подз.оборуд. - 18 скважин,

отсутствие подз. оборуд. - 12 скважин.

Пьезометрических 25 скважин. Ликвидировано - 26 скважин.

Нагнетательный фонд по состоянию на 1.01.2001 год составил 892 скважины.

Действующий фонд - 253 скважины, из них

под закачкой - 110 скважин,

остановленных - 3 скважины,

в бездействии - 124 скважины,

в освоении - 16 скважин.

---

В консервации находится 632 нагнетательные скважины.

Пьезометрических - 1 скважина. Ликвидировано - 6 скважин.

Основная причина такого числа скважин, находящихся в простое, бездействии и консервации - это недостаточное количество бригад ПРС и КРС. На сегодняшний день в НГДУ - 8 бригад по ПРС и 8 бригад по КРС, которые выполняют ремонты, чтобы поддержать действующий фонд. Для ввода скважин из бездействия и консервации необходимо дополнительное число бригад.

Для обеспечения проектного уровня добычи нефти в 2000 году в эксплуатацию введены 13 добывающих скважин и 1 нагнетательная скважина. На механизированную добычу переведено 104 скважины, из них оборудовано ЭЦН - 77, ШГН - 25.
4.2 Анализ эксплуатации скважин Талинского месторождения установками ЭЦН
НГДУ «Талинскнефть» за 1999 год добыча нефти скважинами, оборудованными УЭЦН, составила 59 % от общей добычи или 713313 тыс. тонн.

На 01.01.2009 года фонд скважин, оборудованных УЭЦН, составляет 493 ед.

Из 493 скважин, оборудованных УЭЦН:

Дающих продукцию - 381 скв., (77,3 %);

В режиме постоянной откачки - 371 скв., (75,3 %);

Работающих периодически - 10 скв., (2 %);

Фонтанирующих через УЭЦН - нет;

Простаивающих - 102 скв., (20,7 %);

Сравнительный анализ выше перечисленных показателей за последние 7 лет представлен в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Динамика состояния фонда скважин оборудованных УЭЦН

Отчетный период	ВСЕГО	В режиме*	Периодических*	Фонтанирующие через ЭЦН*	В простое*
На 01.01.2006 г.	740	77(10.5%)	50(6.8%)	237(32.3%)	357(48.7%)
На 01.01.2007 г.	599	75(12.5%)	31(5.2%)	231(38.6%)	254(41.4%)
На 01.01.2008 г.	475	100(16.5%)	12(2.0%)	178(37.5%)	185(39.0%)
На 01.01.2009 г.	359	90(25.0%)	3(0.8%)	177(49.3%)	86(24.0%)
На 01.01.2010 г.	343	144(42.0%)	1(0.3%)	78(22.7%)	113(32.9%)
На 01.01.2011 г.	327	214(65.2%)	2(0.6%)	4(1.2%)	100(30.6%)
На 01.01.2012 г.	493	371(75.3%)	10(2%)	0	102(20.7%)

---

Примечание: * - количество скважин (процент от общего числа скважин)
Анализируя динамику состояния мех.фонда скважин, оборудованных УЭЦН, за прошедшие годы (1993-99 гг.), нельзя не отметить, что процентное отношение скважин, работающих в режиме, возросло от 10.5%, до 75,2%; периодических - снизилось с 6.8% до 2%; простаивающих - снизилось с 48.7% до 20.7%.

Динамика межремонтного периода УЭЦН.

Динамика наработки на отказ характеризуется ежегодным увеличением межремонтного периода скважинного оборудования. В сравнении 2005 - 2006 гг. МРП в 2005 г. увеличился на 204.2% (151.1 сут); и на 26.5% (47.2смут) - в сравнении 2004 годам. Данные представлены в таблице № 4.2.2, графике № 1
Таблица 4.2 - Среднегодовая наработка УЭЦН на отказ по годам

2005 год	72 суток
2006 год	74 суток
2007 год	94 суток
2008 год	90 суток
2009 год	93,2 суток
2010 год	125,3 суток
2011 год	177,9 суток
2012 год	255,1 суток

График 1 - Динамика МРП УЭЦН за период с 2005 г. по 2012 г.
Увеличение МРП УЭЦН обусловлено улучшением технологической дисциплины и качества выполняемых операций подразделениями НГДУ в ЦБПО ЭПУ.

Со стороны НГДУ в этом направлении постоянно ведутся следующие работы:

Отбивка забоев, ЛСГ или геофизической партией, на всех скважинах без исключения перед монтажом УЭЦН.

При недостаточном забое обязательная промывка скважины до чистой воды и после этого монтаж УЭЦН по согласованию с ЦБПО ЭПУ. Контроль за оснащенностью бригад ПРС и КРС, расстановкой оборудования и скоростью СПО при проведении подземных ремонтов. Расчет подбора типоразмера УЭЦН на переводных, оптимизируемых скважинах после проведения прямых гидродинамических исследований. Запуск, вывод на режим и контроль в процессе эксплуатации УЭЦН согласно «Технологического регламента».

---

. Штуцирование затрубного пространства и НКТ.

Динамика причин отказов УЭЦН.

Основные причины преждевременных отказов (0 - 30 суток) за 2005г. связаны с некачественной подготовкой подземного оборудования и эксплуатацией скважин. По ЦБПО ЭПУ процентное отношение основных причин преждевременных отказов характеризуется следующим образ
2004 год 2005 год

Отказы по кабельной линии	7	7,86%	4	4,35%
в т.ч. кабель - стр.длина кабель - сростка кабель - муфта	1 2 4	1,12% 2,25% 4,49%	2 1 1	2,17% 1,09% 1,09%

В сравнении с 2004г. (7,86% - 7 отказов) за 2005 год, наблюдается уменьшение преждевременных отказов по кабельной линии на - 3.51%.

Гидрозащита 2004 год 2005 год
	20 (22,48%)	7 (7,61%)

В сравнении с 2004 г. (23,59%) за 2005г. наблюдается уменьшение отказов по гидрозащите на 14,87%.

Погруж.эл/дв (ПЭД) 2004 год 2005 год
	21 (22,59%)	8 (8,70%)

в сравнении с 2004г. (23,59%) за 2005г.данный показатель уменьшился на 14.89%.

Гидрозащита+ПЭД 2004 год 2005 год
	41 (46,07%)	15 (16,31%)

В сравнении с 2004г. (46,07%) за 2005г. наблюдается уменьшение отказов по гидрозащите и ПЭД на 29,76%. По НГДУ «ТН» процентное отношение основных причин преждевременных отказов на 01.01.2009г характеризуется следующим образом:

Мех. повр. кабеля 2004 год 2005 год
	15 (16,86%)	27 (29,35%)

В сравнении с 2004г. (16,86%), за 2005г наблюдается увеличение преждевременных отказов по мех. повреждения кабеля на - 12.49%;

Засорение насоса мех. прим. 2004 год 1999 год
	3 (3,37%)	5 (5,43%)

---

Смотрите также файлы

• Задачи для 8 класса.doc

• Задача 40 K000197 Основная часть.docx

• Клкіге де ыжыл деген тасты артып, Тлкіге де жасаудамыз стазды.docx

• Инструкция по доступу прилагается к заданию в курсе.docx

• 1. Безударная гласная в корне.doc