Анализ по проведенным мероприятиям

На основании анализа проведенных мероприятий, которые проводятся в ТПДН можно сделать следующие выводы:

Каждый из выше описанных методик может применяться как единое целое или в комплексе с другими.

Наиболее экономичным является промывка горячей нефтью или раствором. Я предлагаю проводить данные обработки скважин на Суторминском месторождение, так как данные обработки приводят к увлечению МРП в два три раза и так же дают щадящее воздействие на внутрискважинное оборудование и высокий экономический эффект.

Одним из мероприятий применяемым для предотвращения парафина образования это установка скребков на насосных штангах. Данный метод дает хороший эффект, но это увеличивает вес штанг, соответственно нагрузку на головку балансира, что может привести к обрыву штанг.

В конструкцию УСШН штанговой подвески включают полые штанги. Включение полых штанг может дать хороший эффект только в том случае если через них проводить обработку внутренней части НКТ горячими промывками. Диаметр полых штанг имеет 22 мм, соответственно диаметр отверстия штанг имеет 10 мм и проведение горячих промывок через них затруднено. Для этого надо останавливать работу насоса, отвинтить ведущую штангу и только тогда проводить промывку. Этот способ эффективен тогда, когда достигла максимальной величины отложения.

Исходя из выше сказанного, считаю, что наиболее эффективным и экономично выгодным методом предупреждению парафина отложений на Суторминском месторождение и не только его, является промывка насоса горячей нефтью или растворами.

Исходя из анализа работы насосов без ввода дополнительного оборудования и с ними, МРП довольно сильно увеличивается при применение ГПВЯ. Рекомендую внедрить ГПВЯ по всему добывающему фонду скважин оборудованных штанговыми глубинными насосами по нефтегазодобывающему управлению “Суторминскнефть”, так как они уменьшают выход из строя скважин оборудованных ШГН. И следовательно уменьшает расход затрат на ремонт оборудования.

Таблица 2.4 – Анализ ГПВЯ

Считаю нужным проводить дальнейшие работы по изменению числа двойных ходов плунжера и увеличению его хода, так же увеличивающих МРП почти в два раза. Данные работы проводились по Суторминскому месторождению особо активно в 1998-2000 гг., что дало возможность поднять МРП в 2 раза, из 180 в 360 суток. Экономическая выгода заключается в увеличении МРП соответственно экономию средств на ремонт, и стабильную работу насоса.

Также рекомендую внедрить магнитный депарафинизатор " ENERCAT", поставленной фирмой " Hornbeam Oilfield Services Inc" (Канада), так как этот прибор имеет ряд преимуществ по сравнению с другими видами депарафинизации: исключение необходимого проведения трудоемких и дорогостоящих работ по депарафинизации скважин горячей нефтью, применения ингибирования; одноразовая установка, не требующая технического обслуживания и внешнего энергоснабжения; увеличение срока службы и эффективность работы оборудования, чистая поверхность ствола скважины; стабильная работа.

Испытание инструмента " ENERCAT" прошли в нефтегазодобывающих управлениях " СУРГУТНЕФТЬ" и " СУТОРМИНСКНЕФТЬ" Эти испытания установки дали положительные результаты. На рисунке 2.15 приведены результаты работы установок с указанием дебита добычи нефти.

Рисунок 2.15 - Диаграмма работа скважин после запуска " ENERCAT"

На нефтяных месторождениях Башкортостана и Татарстана в последние годы внедряются внутрискважинные дозаторы новой конструкции, совмещенные со штанговым насосом вставного и невставного типов

Результаты внедрения дозатора показали: в скв. 747 он работал без подъема 655 сут, в скв. 1815 — 530 сут. Причем в скв. 747 до спуска дозатора были проведены три ремонта, а после спуска — ни одного, по скв. 1815 до спуска дозатора — один ремонт, после спуска — ни одного. Увеличились и коэффициенты подачи насосов: по скв. 747 от 0, 48 до 0, 76, по скв. 1815 - от 0, 13 до 0, 72.

Исходя из данных цифр видно, что внутрискважинный дозатор весьма экономичен и увеличивает межремонтный период его эксплуатации, поэтому предлагаю внедрить его и на нашем месторождение.