Cтраница 3
В настоящее время по данной схеме ( она названа автономной) работают 50 скважин. Средний межремонтный период УЭЦН составляет 400 суток. За время эксплуатации УЭЦН в системе ППД каких-либо особых отказов не зафиксировано. Все они относятся к разряду обычных. [31]
В настоящее время по данной схеме ( она была названа автономной) работают 50 скважин. Средний межремонтный период УЭЦН составляет 400 суток. За время эксплуатации УЭЦН в системе поддержания пластового давления каких-либо особых отказов не зафиксировано. Все они относятся к разряду обычных. [32]
Известно, что даже в районах добычи нефти с благоприятными условиями эксплуатации средний межремонтный период работы скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосамиг составляет около двух месяцев. В районах с неблагоприятными условиями эксплуатации средний межремонтный период работы таких скважин составляет две-три недели. Средний межремонтный период работы скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами или эрлифтами, значительно выше указанных, однако на ремонт таких скважин затрачивается больше денег и времени и производить его сложнее. [33]
Скважины, эксплуатирующиеся гидропоршневыми насосными агрегатами, отличаются большими межремонтными периодами работы. Так, если в 1959 г. в НПУ Туймазанефть средний межремонтный период работы скважин, эксплуатируемых погружными центробежными насосами с электроприводом, составлял 108 суток, эксплуатируемых штанговыми глубинными насосами - около 50 суток, то средний межремонтный период работы скважин, эксплуатируемых гиДропоршневыми насосными агрегатами, составил 182 суток, причем значительная часть подъемов была произведена в экспериментальных целях. Некоторые скважины работают без ремонта с момента перевода их на эксплуатацию гидропоршневыми насосными агрегатами по два-три года. [34]
Пр и выборе оптимального режима работы ШСН в силу объективных и субъективных факторов не всегда удается задать единую целевую функцию, например, в виде максимальной прибыли. В этом случае основные предъявляемые требования могут быть сформулированы следующим образом: а) увеличить дебит скважины; б) увеличить средний межремонтный период скважины. Увеличение дебита скважины приводит, согласно многочисленным данным нефтепромысловой практики, к более интенсивному изнашиванию скважинного насоса. В связи с этим невозможно точно определить значение влияющих параметров. В таких случаях целесообразно использование метода расплывчатых множеств для принятия технологического решения. [35]
Таким образом, перевод скважин, требующих глушения глинистым раствором, на УЭЦН удавался в редких случаях; возрастали простои скважин в освоении после подземного ремонта; в случае запуска последние выходили из строя значительно раньше нормального среднего межремонтного периода, а зачастую прекращали работать в первые часы или дни после запуска; уменьшался дебит нефти из-за пониженной подачи насосов в результате засорения и абразивного износа рабочих колес. [36]
Таким образом, перевод скважин, требующих глушения глинистым раствором, на УЭЦН удавался в редких случаях; возрастали простои скважин в освоении после подземного ремонта; в случае запуска последние выходили из строя значительно раньше нормального среднего межремонтного периода, а зачастую прекращали работать в первые часы или дни после запуска; уменьшался дебит нефти из-за пониженной подачи насосов в результате засорения, и абразивного износа рабочих колес. [37]
Скважины, эксплуатирующиеся гидропоршневыми насосными агрегатами, отличаются большими межремонтными периодами работы. Так, если в 1959 г. в НПУ Туймазанефть средний межремонтный период работы скважин, эксплуатируемых погружными центробежными насосами с электроприводом, составлял 108 суток, эксплуатируемых штанговыми глубинными насосами - около 50 суток, то средний межремонтный период работы скважин, эксплуатируемых гиДропоршневыми насосными агрегатами, составил 182 суток, причем значительная часть подъемов была произведена в экспериментальных целях. Некоторые скважины работают без ремонта с момента перевода их на эксплуатацию гидропоршневыми насосными агрегатами по два-три года. [38]
Известно, что даже в районах добычи нефти с благоприятными условиями эксплуатации средний межремонтный период работы скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосамиг составляет около двух месяцев. В районах с неблагоприятными условиями эксплуатации средний межремонтный период работы таких скважин составляет две-три недели. Средний межремонтный период работы скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами или эрлифтами, значительно выше указанных, однако на ремонт таких скважин затрачивается больше денег и времени и производить его сложнее. [39]
Такое широкое применение ШСНУ связано с простотой конструкции и надежностью работы поверхностного привода - станка-качалки и сопутствующего оборудования. Поэтому для дальнейшего совершенствования производства необходимо повысить эффективность глубиннонасосных установок при их эксплуатации на стареющем фонде скважин. По данным нефтепромысловых управлений, средний межремонтный период составляет 150 - 200 суток, растет число простаивающих скважин, увеличиваются затраты на проведение подземных ремонтов скважин. В зарубежной практике наблюдаются подобные явления. [40]
Столь широкое применение ШСНУ связано с простотой конструкции и обслуживания работы поверхностного привода - станка-качалки и сопутствующего оборудования. Для дальнейшего совершенствования этого способа добычи необходимо повысить эффективность глубинно-насосных установок за счет повышения надежности всех узлов. По данным нефтепромысловых управлений, средний межремонтный период ШСНУ составляет 150 - 200 сут, растет число простаивающих скважин, увеличиваются затраты на проведение подземных текущих ремонтов скважин. В зарубежной практике также наблюдаются подобные явления. [41]
Через 45 сут скважина снизила дебит до 152 м3 / сут и продолжала эксплуатироваться в течение 50 сут. После замены насоса скважина восстановила первоначальный дебит, равный 216 м3 / сут, и отработала без ремонта 90 сут, затем была выведена в ремонт по причине отказа ПЭД. После ремонта скважина отработала со средним межремонтным периодом 177 сут. [42]
В табл. 8.2 представлены количественные показатели надежности основных узлов погружных установок для действующего парка в объединении Азнефть в течение пяти лет. Из этой таблицы видно, что исключительно высока повреждаемость погружных центробежных электронасосов, что объясняется уже отмеченными тяжелыми условиями их работы. Так из приведенных данных видно, что средний межремонтный период работы самих насосов составляет примерно один квартал. В то же время повреждаемость погружных электродвигателей и протекторов гораздо меньше и находится почти на одном уровне. [43]
Если из указанных 50 скважин учитывать лишь 35, на которых эффект очистки и покрытия оказался наибольшим, то средний межремонтный период возрос в 2 8 раза - с 22 7 до 64 7 дня. [44]
Горно-геологические условия добычи углеводородов на территории Башкортостана достаточно сложны, характеризуются наличием аномальных давлений при глубине эксплуатационных скважин 3000 м и более. В разрезе скважин имеются пласты, содержащие коррозионноактивные флюиды, в т.ч. и сероводород. Большинство месторождений находятся на поздней, а ряд основных - на заключительной стадиях разработки. Средние дебиты нефти равны 3 5 т / сут, жидкости - 37 1 т / сут. Средний межремонтный период эксплуатации скважин составляет 625 сут. Остаточные извлекаемые запасы нефти являются высскообводненными и в значительной степени выработанными, причем более 40 % их относится к трудноизвлекаемым и приурочены к низкопроницаемым карбонатным коллекторам. [45]