- •Федеральное агентство по образованию
- •5.5. Классификация скважинных штанговых насосных установок
- •5.6. Оборудование скважинных штанговых насосных установок для добычи нефти
- •5.7. Механические приводы скважинных штанговых насосных установок. Классификация, области применения.
- •5.7.1. Общая классификация приводов штангового скважинного насоса
- •5.7.2. Общая классификация индивидуальных
- •5.8. Гидравлические и пневматические приводы скважинных штанговых насосных установок
- •5.9. Кинематика приводов скважинных штанговых насосных установок
- •5.10. Расчет давления на приеме и глубины спуска скважинного штангового насоса
- •Тема 6. Оборудование скважин бесштанговыми насосами
- •6.1. Эксплуатация скважин установками
- •Электрических погружных центробежных насосов (уэцн)
- •6.6.1. Принципиальная схема уэцн и её элементы
- •6.1.2. Характеристики погружных центробежных насосов
- •6.2. Основные требования к установкам. Основные типоразмеры
- •6.2.1. Конструкции ступеней насосов
- •6.3. Газосепараторы центробежных насосов для добычи нефти
- •Условия эксплуатации
- •6.4. Погружные электродвигатели и их гидрозащита
- •6.5. Особенности работы погружных центробежных электронасосов в нефтяных скважинах
- •6.5.1. Определение создаваемого давления (напора)
- •6.5.2. Методика определения давления на приеме
- •7. Установки винтовых и дифрагменных насосов
- •7.1. Погружные винтовые насосы
- •7.1.1 Основные положения
- •7.1.2. Двухвинтовой погружной насос
- •7.2. Установки с диафрагменными насосами
- •7.3. Установки электроприводных винтовых насосов для добычи нефти
- •7.3.1. Принцип действия винтовых насосов
- •7.3.2. Рабочие органы и конструкции винтовых насосов
- •Основные физико-механические показатели эластомера
- •7.3.3. Влияние зазора и натяга в рабочих органах
- •7.4. Установки электроприводных диафрагменных насосов для добычи нефти
- •7.5. Установки штанговых винтовых насосов для добычи нефти
- •7.5.1. Состав установки и её особенности
- •7.5.2. Классификация вшну
- •7.5.3. Скважинный штанговый винтовой насос
- •8. Установки гидроприводных скважинных насосов
- •8.1. Скважинные гидропоршневые насосные установки
- •8.1.1. Состав оборудования скважинных гидропоршневых насосных установок
- •8.2. Структура расчетов по подбору гидропоршневых насосов
- •8.2.1. Определение расхода рабочей жидкости
- •8.2.2. Определение силового давления
- •8.2.3. Определение мощности и коэффициента
- •8.3. Скважинные струйные насосные установки
- •8.3.1. Конструкции скважинных струйных насосов
- •8.4. Гидроимпульсные насосные установки
- •8.4.2. Теоретические основы работы гидротаранов и гидроимпульсных насосов
- •8.5. Вибрационные насосные установки
- •9. Классификация оборудования для подземного ремонта скважин. Лебедки, подъемники и агрегаты для подземного ремонта и освоения скважин.
- •9.1. Виды и классификация подземных работ в скважинах
- •Разновидности текущего ремонта скважин
- •Разновидности текущего ремонта скважин
- •9.1.1. Ремонт скважин
- •9.1.2. Основные положения
- •9.1.3. Виды ремонтов
- •9.2. Агрегаты, оборудование и инструмент
- •Глава 10 оборудование для сбора, подготовки и транспортировки продукции скважин
- •10.1. Общая схема системы сбора продукции скважин
- •7.2. Система сбора и подготовки газа и конденсата
- •7.3. Оборудование для замера дебита скважин
9.1.1. Ремонт скважин
Добывающая система состоит из различных элементов, которые могут быть разделены на три группы:
элементы, связанные с работой пласта и скважины;
элементы, связанные с работой подземного и наземного оборудования;
элементы, связанные с работой системы сбора и подготовка скважинной продукции.
Естественно, что в период разработки месторождения нормальна* работа системы может нарушаться по различным причинам, связанным, например, с выходом из строя наземного или подземного оборудования каждой конкретной скважины; с нарушением работы системы сбора и подготовки скважинной продукции; с изменением условий притока продукции в скважину; с нарушением работы самой скважины (образование песчаных пробок, отложение солей или парафина в перфорационных отверстиях, смятие обсадной колонны и др.), Кроме того, скважины могут простаивать из-за отсутствия электроэнергии, например, вследствие форс-мажорных обстоятельств и т.п.
Таким образом, все календарное время жизни скважины можно разделить на две части:
— время, в течение которого система выполняет свои функции:
—время, в течение которого система не функционирует (простаивает).
Очевидно, что соотношение времени работы системы и времени ее простоя определяет технико-экономическую эффективность выработки запасов месторождения.
9.1.2. Основные положения
Одним из количественных показателей технико-экономической деятельности нефтегазодобывающего предприятия является коэффициент эксплуатации Кэ, характеризующий долю времени, в течение которой добывающая система выполняет свои функции Т, от всего календарного времени за анализируемый период Т, например, год:
(12.1)
Ниже мы будем рассматривать не все элементы добывающей системы, а только скважину, пласт, наземное и подземное оборудование. Так как эксплуатация скважин осуществляется различными способами (с различным наземным и погружным оборудованием), разумно рассчитывать коэффициент эксплуатации для каждого из способов, характеризующихся использованием оборудования различной сложности, надежности и долговечности, а также различным влиянием реальных свойств продукции скважин на эффективность и длительность его безаварийной работы.
Безаварийная работа пласта (призабойной зоны) и самой скважины напрямую не связана с нарушением работы добывающего оборудования, т.е. анализируемые причины нарушения работы системы будем делить на две категории:
— причины, связанные с нарушением работы пласта или скважины,
— причины, связанные с отказом погружного или наземного оборудования.
Таким образом, коэффициент эксплуатации Кэ характеризует время всех простоев добывающей системы и, являясь интегральным показателем, не позволяет дифференцировать категорию (причины) простоя.
Для получения большей информативности и более глубокого анализа эффективности работы каждого из элементов добывающей системы следует рассчитывать коэффициенты эксплуатации по способам: фонтанная эксплуатация—Кэф, газлифтная эксплуатация —Кэгл, эксплуатация СШНУ—Кэш, эксплуатация УЭЦН—Кэц и т.д. Если на предприятии каждым способом эксплуатируется определенное количество скважин, причем это количество за анализируемый период календарного времени изменяется (ввод в эксплуатацию в этом периоде новых скважин, выбытие (ликвидация) скважин), то коэффициент эксплуатации должен рассчитываться с учетом движения скважин и соответствующим календарным и отработанным временем по каждой из них.
Несмотря на то, что коэффициент эксплуатации характеризует эффективность использования фонда скважин во времени, он не дает полного представления о причинах ремонтов и не позволяет выявить наиболее слабые элементы добывающей системы, чтобы проводить целенаправленную работу с фондом скважин.
Существенно более информативными показателями являются:
—для наземного и подземного оборудования—наработка на отказ То;
—для пласта и скважины — межремонтный период работы скважины МРПс.
В настоящее время эти показатели не разделяются, а используется единый показатель МРП скважин, определяемый как отношение времени работы добывающей системы (скважины) к количеству ее ремонтов за анализируемый период, например, за год:
где Тр— время работы скважины в анализируемый период, т.е. то время, в течение которого скважина дает продукцию; п — количество ремонтов за анализируемый период времени.
Хотя этот показатель является интересным и содержательным, он не вскрывает основных причин ремонтов и не позволяет предприятию обоснованно планировать организационную деятельность ремонтных подразделений.
Организация ремонтной деятельности нефтегазодобывающего предприятия базируется на видах выполняемого ремонта:
ремонт наземного или подземного оборудования, связанный с ликвидацией неполадок в технической системе;
ремонт самой скважины, связанный с нарушением работы призабойной зоны (пласта) и независящий от состояния технической системы, с помощью которой эксплуатируется скважина.
Таким образом, необходимо различать ремонты, связанные с состоянием скважины или призабойной зоны (пласта), и ремонты, связанные с состоянием технической системы, эксплуатирующей скважину.
В первом случае, действительно, причиной ремонта является сама скважина или призабойная зона (пласт) и можно говорить о межремонтном периоде работы скважины МРПс, определяемом временем ее работы между двумя ремонтами. Во втором случае скважина может полностью выполнять свою функцию, но ее остановка связана с необходимостью ремонта технической системы.
Время работы технической системы между двумя ремонтами любого из ее элементов называется наработкой на отказ — То. При этом определенные элементы технической системы при ремонте (замене) не требуют остановки скважины.
С целью выявления наиболее слабых элементов технической системы учет наработки на отказ следует вести поэлементно (например, колонна штанг, клапаны глубинного насоса, канатная подвеска и т.п. при эксплуатации скважин установками СШН).