Из таблицы видно, что самым значительным техническим фактором, влияющим на работу установок ЭЦН. И являющимися причинами выхода из строя можно назвать мехповреждения кабеля, засорение примесями, некачественный монтаж, а также несоответствие кривизны ствола скважины, и бесконтрольное эксплуатация. Отсюда следует, что забивание мехпримесями является важным фактором влияющим на срок службы насоса, а борьба с ними должна привести к увеличению межремонтного периода установки. За 1997 год межремонтный период и наработки на отказ имеют следующие значения:

Таблица 1.7.

1.7.Анализ аварийного фонда по НГДУ «Лянторнефть»

В 1997 году произошло 60 полетов на 60 скважинах оборудованных установками электроцентрированных насосов. За прошедшие 5 лет наметилась тенденция увеличения количества аварий по фонду УЭЦН. В отчетном году аварийность повысилась на 16 скважин, по сравнению с аналогичным периодом 1996 года. Большая часть полетов произошли в результате расчленения фланцевых соединениях УЭЦН – 48%. Здесь следует выделить обрывы по шпилькам между секциями насоса – 25% и метод ПЭД и протектором гидрозащиты – 10%. Следующая группа обрывов – обрывы по НКТ. Основная доля обрывов приходится на нижнюю и верхнюю часть колонны НКТ, соответственно – 44% и 38%. Все остальные аварии относятся к категории частных случаев. Последняя большая группа аварий – это аварии по причине слома по телу узлов УЭЦН. По данной причине 4 полета получено в результате слома по телу корпуса секций насосов, 3 – по корпусу гидрозащиты, 1 – по телу ловильной головки. Сломы по «шейки насосов» возросли с 1 полета в 1996 г до 5 в 1997 году. Проводя анализ эксплуатации аварийного фонда скважин УЭЦН достаточно четко просматривается влияние осложняющих факторов на работу УЭЦН ставших причиной полета на этих скважинах. В первую очередь, львиная доля полетов получена на таких пластах, как А 4-5 и А 2-3, где наблюдается интенсивный вынос мехпримесей и высока степень коррозии. Высокое содержание мехпримесей в добываемой жидкости наблюдается практически по всем скважинам аварийного фонда, особенно на момент запуска и первых дней эксплуатации. Более того по ряду скважин в период работы содержание мехпримесей не только остается на одном уровне, но и увеличивается. Снижение выноса мехпримесей говорит о том, что установка начала снижать свою производительность из-за износа рабочих органов насоса.

Основными причинами аварий являются следующие факторы:

1.Повышенное содержание мехпримесей в добываемой жидкости как после ремонта, так и в процессе эксплуатации, что вызывает интенсивный износ оборудования, что в свою очередь повышает вибрационные нагрузки.

2.Некачественные крепежные материалы, применяемые при монтаже УЭЦН, которые не выдерживают вибрационные нагрузки в процессе работы. Монтаж зачастую проводится крепежными материалами не соответствующими ГОСТ.

3.Увеличение полетов 1997 году связано также низким уровнем обеспечения нефтепромысловым оборудованием, в результате чего не обновляется парк подземного оборудования.

4.Недостаточным контролем со стороны технических служб ДАОЗТ за режимом работы скважин.

5.«Спутник».

Предлагаемые меры по сокращению аварийности:

1.Повышать контроль за работой скважин, особенно по пластам А 4-5 и А

2-3. Здесь необходимо 1 раз в месяц отбирать пробу добываемой местности на анализ содержания мехпримесей (по пластам А 4-5 и А 2-3 2 раза в месяц), 2 раза в месяц (в начале и в конце) контролировать УЭЦН по динамическому уровню.

2.Производить спуск УЭЦН на заданную глубину (7-10 метров) только с замером НКТ, что исключит попадание установки в зону повышенной кривизны.

3.Рассмотреть вопрос о приобретении НКТ с антикоррозийным покрытием для спуска в скважину коррозийного фонда.

4.Увеличить процент обновляемости парка подземного ремонта.

5.При ПДС производить зачистку резьбы труб и муфт перед свинчиванием, более качественно проводить отбраковку НКТ по износу резьбовых соединений.

6.Возбновить работу ПДК по авариям, более детально подойти к расследованию причин полетов.

Подробное распределение отказов представлено в приложении 5.

2. ПАТЕНТНАЯ ПРОРАБОТКА

2.1. Патентная проработка

1. М.М. Трусов, В.Я. Райт, и др. Авторское свидетельство № 597785, №

21, 1976 г. с.4. «Скважинная насосная установка».

Изобретение относится к гидромашиностроению и может быть использовано в конструкциях скважинных насосных установок, предназначенных для откачивания сред, содержащих механические примеси.

Цель изобретения - уменьшение габаритов и металлоемкости установки, а также повышение степени очистки перекачиваемой среды.

Поставленная цель достигается тем, что в скважинной насосной установке, содержащей центробежный насос, размещенный под ним электродвигатель, установленный на выходе насоса гидроэлеватор с наружным кожухом и камерой смещения и деформируемый пакер, последний расположен выше гидроэлеватора, в наружном кожухе гидроэлеватора выполнены отверстия и его камера смешения сообщена с областью всасывания насоса посредством упомянутых отверстий, а электродвигатель снабжен спиральной направляющей на его наружной поверхности.

2.О.М. Юсупов, М.Д. Валеев и др. Авторское свидетельство № 1019111,

№ 19, 1982 г., с 4. «Способ запуска центробежного насоса».

Изобретение относится к гидромашиностроению и может быть использовано при эксплуатации центробежных насосов для подъема жидкости из скважины.

Цель изобретения - упрощение технологии запуска.

Указанная цель достигается тем, что согласно способу запуска центробежного насоса, откачивающего газированную жидкость и установленного в скважине на колонне подъемных труб, подключенной в верхней части к выкидной линии и затрубному пространству скважины, включающему создание положительной разности давлений на выходе и выходе насоса, раскрутку ротора последнего в турбинном режиме жидкостью, перетекающей из затрубного пространства в колонну подъемных труб под действием созданной разности давлений, и включение электродвигателя насоса, предварительно отключают колонну труб от выкидной линии и затрубного пространства, а создание положительной разности давлений осуществляют путем выпуска газа на верхней части колонны труб. )