Экономика и менеджмент \ Организация, планирование и управление процессом разработки

Анализ отказов установки электроцентробежных насосов. Мероприятия по наработке на отказ

Страницы работы

21 страница (Word-файл)

Скачать файл

Фрагмент текста работы

Эксплуатационный фонд 591 скважин в том числе фонтанных – 62, ЭЦН – 161, ШГН – 368 со среднесуточным дебитом по нефти 9,3 т/сут, под нагнетанием 155 скважин. Законсервированный фонд на 01.01.03 равен 47, в контрольном фонде 89 скважин. Все месторождения разрабатываются в соответствии проектом пробной эксплуатации, технологических схем разработки и дополнениями к проектам. В 2002 году введены в эксплуатацию 17 нефтяных и 8 скважин под нагнетание.

2.2. Анализ фактического состояния исследуемой проблемы.

Причинами отказа в работе подземного оборудования в УЭЦН могут быть (приложение 2)

1. Снижение изоляции кабеля

1.1. засорение при обработках

1.2. износ УЭЦН при длительной эксплуатации

1.3. длительная наработка кабеля

1.4. засоление оборудования

1.5. нарушение регламента эксплуатации УЭЦН

1.6. износ УЭЦН агрессивной жидкостью

1.7. некачественный выходной контроль оборудования в ПРУ ЭПУ

1.8. заводской брак УЭЦН

1.9. работа УЭЦН в неоптимальном режиме

1.10. неправильный подбор УЭЦН

2. Снижение изоляции ПЭД

2.1. работа УЭЦН в неоптимальном режиме

2.2. износ УЭЦН при длительной эксплуатации

2.3. заводской брак

2.4. износ ЭЦН высоко-минеральными жидкостями

2.5. засорение при обработках

2.6. засорение скважин при ПРС (КРС)

2.7. длительная наработка ПЭД

Причинами отказа в работе УШГН (подземного оборудования) могут быть:

1. Обрыв штанг

1.1. запарафинивание оборудования

1.2. обрыв полированного штока

1.3. длительная наработка штанг

1.4. неполный выходной контроль штанг в УБНС

1.5. заводской брак новых штанг БелКам

2. Отворот штанг

2.1. недоворот при ПРС

2.2. запарафинивание оборудования

2.3. засоление оборудования

2.4. отворот в процессе эксплуатации

2.5. некачественный выходной контроль в УБНС

2.6. некачественный выходной контроль в ПРУ ЭПУ

2.7. отворот при работе в интервале с кривизной э/к

3. Заклинивание

3.1. запарафинивание оборудования

3.2. засоление оборудования

3.3. износ УШГН при длительной эксплуатации

3.4. нарушение регламента эксплуатации ШГН

4. утечки в клапанах и плунжерной паре

4.1. износ УШГН при длительной эксплуатации

4.2. заводской брак УШГН.

В таблицах (приложение 3) приводятся сведения о причинах отказов и анализ подъемов УШГН и УЭЦН за 6 месяцев 2003-2004 годов.

Анализируя табличные данные, можно сделать вывод, что количество отказов к 2004 году (по сравнению с 2003) уменьшилось. Если в 2003 году количество отказов по ЭЦН составляло 47, то в 2004 – 39 отказов.

Количество отказов УШГН при постоянной добыче составило в 2003 году 62 отказа, то к 2004 году количество отказов уменьшилось до 53.

Наибольшее количество отказов в работе УЭЦН связано со снижением изоляции кабеля (2003 год – 22, 2004 – 14). Причинами этого является износ УЭЦН при длительной эксплуатации, заводской брак УЭЦН, засорение при обработках. Наибольшее же количество отказов при снижении изоляции кабеля наблюдается по причине нарушения регламента эксплуатации УЭЦН. Так, например, на скважине №106 Давыдовского месторождения из-за нарушения регламента эксплуатации УЭЦН количество отказов в 2003 году составило 4 отказа, а в 2004 – 1 отказ. При работе УЭЦН в неоптимальном режиме на скважинах № 120 (Б) (310 суток), 128 Ю.С. (522 суток), 70 В.П. произошло по 1 отказу, что в общем составило по 4 отказа в 2003 году и в 2004 году.

Наибольшее количество отказов по УШГН наблюдается по причине обрыва и отворота штанг, а также заклинивания. Имеется ряд скважин, у которых обрыв штанг из-за длительной наработки штанг, происходит по несколько раз за рассматриваемый период. Наибольшее количество отворотов штанг происходит в процессе эксплуатации. Заклинивание же оборудования происходит из-за запарафинивания, засоления и износа УШГН при длительной эксплуатации.

Исходя из приведенных данных, можно сделать вывод, что несмотря на то, что количество отказов УЭЦН и УШГН к 2004 году уменьшилось, причин для отказов не становится меньше. В связи с этим необходимо особое внимание уделять мероприятиям, направленным на повышение наработки на отказ штанговых и электроцентробежных насосов, контролировать процесс их выполнения. Об этом более подробно рассмотрим в главе 3 данной курсовой работы.

Глава 3: Проектная часть .

3.1.Описание мероприятий, предлагаемых для исследуемой проблемы, их выполнение

В данном пункте мною будут рассмотрены мероприятия, которые НГДУ «Речицанефть» предлагает для повышения наработки на отказ, а также рассмотрено выполнение этих мероприятий.

№ пп	Наименование мероприятия	Ед. изм	Объем внедре-ния	В том числе по кв.				Ответ. за испол.	Примечение
№ пп	Наименование мероприятия	Ед. изм	Объем внедре-ния	I	II	III	IV	Ответ. за испол.	Примечение
	Штанговые глубинные насосы 1.1 *Предупреждение обрыва насосных штанг*								Обрыв штанг за 6 месяцев 2003/04-17/10
1	Своевременное обновление парка штанг для исключения усталостного разрушения	%	18, 6, 7	4,54, 78	4, 51, 88	4, 5	4, 5	Нач. ООП гл. инженер НГДУ гл. инженер УНБС	Разрушение штанг происходит через 10-15 миллионов циклов нагрузки - данные АР1
2	Обеспечение контроля за движением штанг для исключения попадания на скважины штанг с отработанным ресурсом	меропр	Постоя-нно	вып	вып			Гл. инженер УНБС гл. инженер НГДУ
3	Полная замена самодельных изделий (подгоночных полуштоков и переводников) на заводскую продукцию	меропр	Постоя-нно	21скв 84 шт	19 скв 76 шт			Нач. ООП гл. инженер НГДУ гл. инженер УНБС
4	Обеспечить 100% дефектоскопию штанг (в том числе высаженной части) для исключения попадания на скважину штанг со скрытыми дефектами	меропр	Постоя-нно	Вып . УПШ-5 обеспеч. 100% проверку подготовлен НШ аккустично-эмиссионным контролем				Гл. инженер УНБС	Протокол тех. совета по вопросам работы мех. фонда от 15.09.03 г
5	Освоить ремонт деформированных насосных штанг методом пластической деформации (на УПШ-5)	шт	До 4000 в год 1543 годных 257 шт	1000 590 годн. 86 шт	1000 953 годных 171 шт	1000	1000	Гл. инженер УНБС	Увеличть объем правки пока нет необходимости. Вовращаемые со скв НШ идут в нормальном состоянии.
6	Внедрить спец. инструмент для правки и зачистки поврежденных штанговых резьб	меропр	3 комплекта	Вып. Получен весь комплект инструментов для правки резьб НШ				Нач. ООП гл. инженер УНБС
7	Внедрение центраторов для предотвращения износа штанг при работе в интервалах с большой кривизной.	меропр	По мере необход	2 скв	9 скв			Гл. инженер УНБС гл. инженер НГДУ	Внедрили 16 скв (228 р, 183 р, 264 р, 51 с.д., 137 н.д., 96 р, 62 в.п., 93, в.п., 11 ветх., 47 реч, 6 дуб, 51 мар, 136 н.д., 137 ю.с., 140 ю.с., 89 дав)
	1.2. Предупреждение отворота насосных штанг								Отворот штанг за 6 месяцев 2003/2004-17/14
8	Обеспечить использование АШК или ключей с моментомером для создания необходимого момента свинчивания	меропр	2 бригады	Бр. Пр с №14	Х бр.пр с № 14			Гл. инженер УПНП и РС	АШК работает в бр№14 незначительный недостаток в увеличении времени на свинчивание развинчивание штанг
9	Продолжительность внедрение штанговращателей	скв	60	150	151	15	15	Гл. мех. РУП ПО «БН», нач. НГДУ , нач. УНБС	До 2004 внедрено ЦДНГ-1 = 22 (4 не раб.) ЦДНГ-2=40 (20 не раб) ЦДНГ-3 = 20 (11 не раб) НГДУ=821 (36 не раб – 43%)
	1.3. Предупреждение запарафинивания подземного оборудования								Запарафинивание подземного оборудования за 6 мес 2003/04 ШГН-16/17, ЭЦН-0/0
10	Обеспечить агрегаты АДПМ и ППУ устройствами для регистрации параметров технологической обработки	меропр	16 комл	АДП-6 шт ППУ-1 шт	ППУ 14 шт	Невозмож-ность поставить датчик темпера-туры		Нач. ТО РУП ПО «БН», нач. ТУ, нач. ООП РУП ПО «БН»	Протокол тех. совета по вопросам работы мех фонда от 24.10.01 г.
11	Опытно-промышленное внедрение ингибитора парафиноотложения ИПГ-12 с использованием дозировочных насосов	шт	50	100	153	15	10	Гл. инженер НГДУ, зам.дир. БелНИПИнефть	В 2003 внедрили на 1 скв ЦДНГ-1 190 р В 2003 внедрили на 8 скв В 2004 на 3 скв ЦДНГ-1 229р, 96р, ЦДНГ-2 – 63 ост
12	Опытное внедрение плавающих скребков для очистки тела штанги		10	31	30	4		Гл. инженер УНБС гл. инженер НГДУ	183 реч. Внедрены в качестве центраторов (на момент ремонта скв не было штанг с обычными скребками). В наличии в УНБС 200 шт на скв.
13	Продолжить установку и использование скребков на штангах от АСПО	меропр	30 скв	50	101	5	10	Гл. инженер УНБС гл. инженер НГДУ
14	Опытно-промышленное внедрение твердого реагента «Трил»	шт	10	2 скв	3скв	3	4	Гл. инженер НГДУ, зам.дир. БелНИПИнефть	1кв – 193р, 188р 2 кв – 48 барс, 89 дав, 12 надв
15	Опытно-промышленное внедрение обработок горячей водой с ПАВ	меропр				х		Гл. инженер НГДУ, зам.дир. БелНИПИнефть
	1.4. Предотвращение засорения скважин								Засорение подземного оборудования за 6 мес 2003/04 ШГН-1/3, ЭЦН-4/1
16	Контейнерная доставка насосного оборудования на скважину	меропр	постоян	вып	вып			Гл. инженер УНБС гл. инженер НГДУ, гл. инженер РУТТ	Распоряжение гл. инж НГДУ №17 от 21.06.02
17	Обеспечение постоянного контроля технолог. жидкости на наливных стояках	меропр	постоян	вып	вып			гл. инженер НГДУ, гл. инженер ТУ	Распоряжение гл. инж НГДУ №17 от 21.06.02
18	Закрепление технологического транспорта за нефтепромыслами	меропр	постоян	вып	вып
19	Ввести в эксплуатацию площадку для мойки технологического транспорта	меропр		вып	вып			Начальник ТУ
20	Обязательное использование фильтров тонкой очистки при проведении технологических обработок и ремонта скважин	меропр	постоян	вып	вып			Гл. инженер УПНП и РС гл. инженер НГДУ	Распоряжение гл. инж НГДУ №17 от 21.06.02
	1.5. Предотвращение негерметичности НКТ								Негерметичность НКТ за 6 мес 2003/04 ШГН-213, ЭЦН-414
21	Реконструкция опрессованной установки НКТ с внедрением оборудования на опресовоч. давление до 700 атм	меропр		нет	нет			Гл.инженер УНБС	Насос с давлением до 700 атм пока не приобретен для установке по опрессовке НКТ
22	Отправка на скв комплекта НКТ б/у, прошедших 100% ревизию и опрессовку	меропр	постоян	вып	вып			Гл.инженер УНБС
23	Своевременное обновление парка НКТ	%	3,3 2,9	0,825 1,8	0,825 1,1	0,825	0,825	Нач. ООП, гл. инж УНБС	Временные нормы на расходование основных материалов, исп в нефтедобыче по НГДУ от 28.12.00
24	Внедрение колец, предотвращающих сбивание сливного клапана УЭЦН скреком	меропр	На скв, где предусм спуск скребка	21скв	16скв			Гл инженер НГДУ
	Электроцентробежные насосы 2.1. Предупреждение снижения изоляции кабеля
25	Своевременное обновление парка кабеля	%	23 23	5,75 9	5,75 14	5,75	5,75	Нач. ООП, гл инженер НГДУ	ТУ 3542-031-21945400-97
26	Использование термостойкого удлинителя	меропр	постоян	24скв	23скв			гл инженер НГДУ
27	По скв законченных ремонтом, продолжить обустройство фонда УЭЦН головками ГВВ	меропр	постоян	7 скв	6 скв			Нач НГДУ «РН», нач УНБС	Протокол тех. совета по вопросам работы мех фонда от 24.10.01
28	Внедрение превенторов, исп при ремонте скв, эксплуатируемых УЭЦН	меропр	постоян	вып	вып			Нач УПНП и РС, нач ООП	Внедрен 1 превентор
	2.2. Предупреждение снижения изоляции ПЭД								Предупреждение снижения изоляции ПЭД за 6 мес 2003/04 – 18/20
29	Внедрение стенда по испытанию ПЭД, ЭЦН и ГД и сушки ПЭД	меропр	По мере конструкции ПРУ ЭПУ					Нач ООП, гл инженер НГДУ	Протокл тех совета пол вопросам работы мех фонда от 24.10.01
30	Продолжительность внедрения новой гидрозащиты МП-54	меропр	постоян	14 скв	16 скв			Гл инженер НГДУ	Протокл тех совета пол вопросам работы мех фонда от 15.09.03
31	Обеспечить постоянный выходной контроль гидрозащиты	меропр	постоян	вып	вып			Гл инженер НГДУ	Протокл тех совета пол вопросам работы мех фонда от 15.09.03
32	Внедрение газосепараторов и систем «Тандем» при эксплуатации УЭЦН	шт	5	2	2	1		Гл инженер НГДУ	134 ю.с. – внедрено 06.09.2000
	2.3. Предупреждение полета УЭЦН								Полеты УЭЦН за 6 мес 2003/04-1/2
33	Обеспечить контроль за дивжением подвесных патрубков	меропр	постоян	вып	вып			Гл инженер УПНП и РС
34	Изготовление подвесных патрубков производить из толстостенных труб	меропр	постоян	вып	вып			Гл инженер УПНП и РС
35	Установка на УЭЦН противополетного устройства парашюта для предотвращения полета установки ниже перехода в эксплуатационной колонне	меропр	постоян	Вып 14скв	Вып 9 скв			Нач НГДУ, нач УНБС	В 1 кв УНБС изготовлено 10 нижних центраторов для УЭЦН

3.2.Оценка экономической эффективности предлагаемых мероприятий

Данный расчет посвящен оценке экономической эффективности предлагаемых мероприятий. Произведен расчет на примере УШГН (2004 г).

Данные для расчета снижения себестоимости продукции приведены в таблице 3

Таблица 3

№пп	Наименование показателя	Ед.изм	Базовые данные (2004)	Предполагаемые данные
1	Количество отказов	ед	118	109
2	Время простоя скважин	сут	1062	981
3	Среднесуточный дебит	т/сут	3,8	3,8
4	Недобор нефти	т	3854	3560
5	Время на ПРС	сут	5
6	Время на ОПРС	сут	4
7	Стоимость 1 бригадочас	руб	197182
8	Затраты на 1 ремонт	руб	11830920
9	Дополнительная добыча	т	-	294
10	Сокращение количества отказов	ед	-	9
11	Затраты на сокращение отказов	руб	61845
12	Себестоимость нефти	руб	61845
13	Предположительный дебит нефти всего фонда скв УШГН	т	510416
14	Снижение затрат на 1 т нефти	Руб/т	-	208,61
15	Снижение себестоимости нефти	руб	-	61639,39
16	Снижение себестоимости нефти	%	-	0,4