¦Ъ¦а ¦в¦¦TА¦¦TЙTГ¦¦ ¦е¦-¦¬¦-¦-¦¦¦-TАTБ¦¦¦-¦¦ ¦н¦ж¦Э

1. У

Департамент образования Ямало-Ненецкого автономного округа
ГБПОУ ЯНАО «Ноябрьский колледж профессиональных и информационных
технологий»
21.02.01 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Руководитель КР Филипас В.И.
Выполнил обучающийся группы 222/2,
Терещук Вячеслав Александрович
У
Тема КР:
Механизированный способ добычи нефти
с помощью УЭЦН в условиях
Холмогорского месторождения

2. Цель и задачи

.
Цель КР:
Оценка эффективности работы механизированного
фонда скважин , оборудованного ЭЦН; оценка и
обоснование оптимальных режимов работы скважин на
Холмогорском месторождении.
Задачи КР:
- Оценка эффективности работы добывающих скважин,
оборудованных ЭЦН и показатели их эксплуатации
- Рассмотреть причины простоя и бездействия скважин
- Предложить мероприятия по вводу скважин из простоя
и бездействия в эксплуатацию
- Рассмотреть отказы ЭЦН по наработке на отказ и
межремонтного периода скважин

3.

Холмогорское
месторождение открыто в
1973
году,
введено
в
промышленную разработку в
1976 году. В настоящее время
месторождение находиться на
последней
(4)
стадии
разработки. Эксплуатируется
30 лет, за это время добыто
более 80 млн. тонн нефти
(80282770 т)
Все промышленные запасы
нефти
Холмогорского
месторождения приурочены
к горизонтам БС10 (верхний)
и БС11(нижний). Пласт БС11
залегает на глубинах 25602620м,и
его
средняя
нефтесодержащая толщина
составляет 8,3м. Глубина
залегания пласта БС10 25302547м
и
его
нефтенасыщенная толщина
5,3м.
3

4. Показатели эксплуатации скважин

Режим работы до остановки
№№
скв.
Пласт
Способ
экспл.
Дата ост.
дебит
нефти,
т/сут.
дебит
жидк.,
м 3 /сут.
обвод.,
%
7
1
2
3
4
5
6
2082
БС 10
ЭЦН
21.12.2013
1,8
37,0
526
БС 10
ЭЦН
21.12.2013
2
35,0
2092
БС 11
2228
2220
2
Накопленная
добыча
нефти,
тыс.т.
8
Накопленная добыча
жидкости,
87,1
Планируемые
мероприятия
5,9%
11,8%
9
простаивающий фонд
94,3
178,5
18
93,7
Причина остановки
159,6
10
52,9%
11
падение изоляции до нуля
проведение ПРС
падение изоляции до нуля
проведение ПРС
ЭЦН
26.12.2013
5,5
268,0
97,6
58,5
824,6
падение изоляции до нуля
проведение ПРС
БС 10
ЭЦН
26.12.2013
2,6
99,0
96,9
183,4
595,6
падение изоляции до нуля
проведение ПРС
БС 10
ЭЦН
26.12.2013
1,7
40,0
95,1
84,2
172,9
падение изоляции до нуля
проведение ПРС
авария
падение изоляции до
нуля
отсутствие подачи
29,4%
негерметичность
экспл.колонны
бездействующий фонд скважин
БС 10
ЭЦН
26.06.2010
3,0
23,0
84,7
1,9
13,0
авария
ликвидация аварии
БС 10
ЭЦН
12.09.2012
3,1
46
92,1
3,6
28,0
техническая причина
проведение ПРС
23.11.2011
2,9
33,0
89,8
ЭЦН
04.07.2010
2,0
80,0
ЭЦН
17.04.2012
0,9
ЭЦН
31.08.2005
ЭЦН
20.10.2008
788
851
902
1094
1103
1292
2027
2160
БС 11
БС 11
БС 11
БС 11
1
1
1
1
ЭЦН
19,7
361,5
авария
ликвидация аварии
70
98,4
120,7
460,4
падение изоляции до нуля
ликвидация аварии
0,0
1,0
70,0
97,0
199,6
авария
ликвидация аварии
Lсп.=1800м
7,0
166,0
96,0
639,0
авария
ликвидация аварии
87,2
101,5
негерметичность
26.10.2013
1,0
41
97,2
07.11.2013
7,8
374
97,6
02.04.2012
3
151
97,7
29,0
195,9
(R=0)
проведение ПРС
ЭЦН
28.03.2012
12,4
239,0
94,0
148,0
667,1
авария
ликвидация аварии
ЭЦН
23.02.2007
1,0
60,0
98,0
12,1
194,8
авария
ликвидация аварии
ЭЦН
БС 10 +БС 11 ЭЦН
1
97,0
96,5
ЭЦН
БС 11
ликвидация аварии
66
БС 10
БС 11
(R=0)
2
ЭЦН
БС 11
80,0
438,7
10.11.2010
1
100,0
253,9
55,9
273,4
экспл.колонны
ликв.негерм.экс.кол.
7,6
17,0
отсутствие подачи
проведение ПРС
техническая причина
363,6
1466,1
(R=0)
проведение ПРС
техническая причина
2164
БС 11
2229
БС 10
ЭЦН
14.11.2006
1,0
43,0
96,0
76,9
101,8
авария
ликвидация аварии
2231
БС 10
ЭЦН
31.04.89
1,0
56,0
95,0
50,1
63,4
авария
ликвидация аварии
3240
БС 11
ЭЦН
07.06.2013
1,5
67,0
97,4
132,6
356,3
отсутствие подачи
проведение ПРС
2258Б
БС 10
ЭЦН
18.04.2006
1,0
65,0
96,0
77
193,0
авария
ликвидация аварии
60,0
40,0
20,0
30,0
Забойное давление, атм.
742
БС 10
техническая причина
Забойное давление, атм.
710
120,0
Забойное давление, атм.
83
233
40,0
Lсп.=2000
50,0
Lсп.=2300м
60,0
70,0
80,0
90,0
Рз.огр.=73,5 атм. Обводненность продукции, %
140,0
120,0
100,0
80,0
60,0
40,0
20,0
0,0
30,0
40,0
50,0
60,0
Lсп.=1800м
Lсп.=2000
Lсп.=2300м
Рз.огр.=86,3 атм.
70,0
80,0
90,0
40,0
Lсп.=2000
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
Lсп.=2300м
Рз.огр.=86,3 атм. Обводненность продукции, %
Обводненность продукции, %
140,0
120,0
100,0
80,0
60,0
40,0
20,0
0,0
30,0
Lсп.=1800м
4

5. Причины простоя и бездействия скважин

5,9%
11,8%
52,9%
авария
29,4%
падение изоляции до
нуля
отсутствие подачи
негерметичность
экспл.колонны

6. Распределение скважин, находящихся в простое и бездействии по интервалам обводненности продукции

Количество скважин, шт.
Распределение скважин, находящихся в простое и
бездействии по интервалам обводненности
продукции
14
15
10
5
5
2
1
0
80-90
90-95
95-98
Интервалы обводненности, %
>98

7. Рекомендуемые мероприятия для ввода простаивающих и бездействующих скважин в эксплуатацию

4,5%
45,5%
50,0%
Смена ЭЦН
Устранение аварий
Ликвидация негерметичности экспл.колонны

8. Мероприятия по вводу скважин из консервации.

5,3% 0,8%
13,1%
38,6%
5,3%
4,4%
3,5%
8,8%
4,4%
15,8%
БГС, БС
перевод на др.пласт
перевод на ЭЦН, перестрел,ФОЖ
перестрел, дострел, ОПЗ
РИР, перестрел
ликвидация аварий
ПГИ, РИР
доб.
ввод из конс., ПГИ,РИР, ОПЗ
прочие

9. Анализ распределения отказов ЭЦН по наработке на отказ и межремонтного периода скважин

1,8% 0,9% 0,9%
13,4%
5,4%
58,0%
19,6%
падение изоляции до нуля
отсутствие подачи
клин ЭЦН
остановка по техническим причинам
смена НКТ из-за негерметичности
ожидание КРС
спуск оптимального насоса

10. Распределение причин отказов оборудования

Прочие
8
Снижение притока
2
Брак ПЭД
3
Брак кабеля
3
Отложение солей
8
Мехповреждения кабеля
18
Износ рабочих органов
52
Мехпримеси
10
0
10
20
30
40
Количество отказов, шт.
50
60

11. Причины отказов скважин, оборудованных УЭЦН

Причины
По вине ТПДН
Засорение мехпримесями
Отложение солей
Снижение притока
Прочие
Всего
Количество
22
10
8
2
2
22
%
21,2
9,6
7,7
1,9
1,9
21,2
По вине подрядчиков ("КРС-Сервис" и пр.орган-и)
Негерметичность НКТ
Механические повреждение кабеля (при СПО)
Прочие
Всего
По вине БПО ЭПУ
Отказ ЭЦН
Отказ ПЭД
Отказ ГЗ
Всего
По вине оборудования (скрытый заводской брак)
Брак кабеля
Брак ЭЦН
Брак ПЭД
Брак СУ и Трансформатора
Всего
Износ рабочих органов насоса
21
1
18
2
21
4
1
2
1
4
5
3
0
1
1
5
52
20,2
1,0
17,3
1,9
20,2
3,8
1,0
1,9
1,0
3,8
4,8
2,9
0,0
1,0
1,0
4,8
50,0

12. Распределение количества отказов оборудования по месяцам

.
Распределение количества отказов
оборудования по месяцам
16
15
14
Число отказов, шт.
12
10
12
11
9
8
9
7
6
9
6
8
8
5
4
5
2
0
01.2018
02.2018
03.2018
04.2018
05.2018
06.2018
07.2018
Дата
08.2018
09.2018
10.2018
11.2018
12.2018

13. Распределение отказов ЭЦН по наработке на отказ (ННО)

Число отказов
Наработка, сут.
всего
%
от 0 до 2 сут.
7
6,7
от 2 до 30 сут.
5
4,8
от 30 до 80 сут.
3
2,9
от 80 до 180 сут.
14
13,5
от 180 до365 сут.
52
50,0
>365 сут.
23
22,1
Всего
104
100,0

14. ВЫВОД

Анализ работы добывающих скважин показал, что большинство установок
скважин Холмогорского месторождения эксплуатируется в области оптимальных
подач -87,3%, 5,7% -ниже и 7% выше оптимального значения. Коэффициент
эксплуатации скважин за 2021 год составил
0,972 д.ед. Коэффициент
использования фонда добывающих скважин составил 0,89 д.ед.
В целом по месторождению режим работы скважин удовлетворительный,
при отказе оборудования, скважины подлежат оптимизации.
Учитывая требуемые дебиты и напоры, в качестве основного насосного
оборудования для скважин Холмогорского месторождения рекомендуются
модульные установки электроцентробежных насосов серий УЭЦНМ5, УЭЦНМ5А
и УЭЦНМ6, допускающих работу в эксплуатационных колоннах с внутренним
диаметром, соответственно, не менее 122, 130 и 144 мм.

15.

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!