 |
Применение односекционных УЭЦН
|
|
|
|
Применение односекционных УЭЦН является одним из рекомендуемых направлений снижения вибрации при работе установки и, как следствие, снижение вероятности аварий.
Если добывные возможности позволяют использовать ЭЦН с небольшим напором, и использование односекционного насоса предпочтительнее.
2.2.8. Разграничение ответственности при внедрении импортных установок ЭЦН
Функции нефтегаэодобывающих управлений:
-Выбор скважин для внедрения импортных установок ЭЦН с оформлением опросных листов на каждую скважину по форме, представленной фирмой, за подписью главного инженера и главного геолога НГДУ.
-Выдача опросных листов в ЦБПО ЭПУ для предварительного рассмотрения и подбора типоразмера УЭЦН совместно с представителем инофирмы (в гарантийный период).
-Подготовка скважины для спуска подземного оборудования, в том числе отбивка забоя, шаблонирование, при необходимости райбирование эксплуатационной колонны, промывка скважины до искусственного забоя (приложение 10).
-Спуск подземного оборудования в скважину на заданную глубину с записью в эксплуатационном паспорте УЭЦН. Спуск производится в присутствии мастера ПРС (КРС).
-Контроль за качеством электроснабжением куста и загрузкой фидеров.
-Подключение наземного оборудования к ТП.
-Запуск и вывод установки на режим совместно с представителем инофирмы и ЦБПО ЭПУ с занесением параметров в эксплуатационный паспорт установки.
При выводе на режим фиксируется изменение динамического уровня, давлений на буфере, в затрубном пространстве и выкиде, подача насоса, рабочий ток, производится отбор проб продукции на КВЧ.
- приём скважины от представителя инофирмы с отметкой в эксплуатационном паспорте после полного освоения и вывода скважины на стабильный режим эксплуатации.
|
|
|
- подконтрольная эксплуатация скважины с записью в эксплуатационном паспорте следующих параметров:
- дебит жидкости, oбводненность продукции, динамический уровень. давление буферное, эатрубное, линейное - через 1 сутки после вывода на режим:
- еженедельно - до 30 суток работы;
- ежемесячно - после 30 суток работы;
- КВЧ;
- при запуске (жидкость глушения);
- через двое суток после вывода на режим;
- ежемесячно - до 60 суток работы;
- один раз в квартал при дальнейшей работе.
- Принятие решения об извлечении оборудования из скважины в случае отказа (в гарантийный срок эксплуатации совместно с представителем инофирмы).
- Извлечение подземного оборудования с записью в эксплуатационном паспорте с указанием причин.
- Эксплуатация частотных преобразователей.
Функции ЦБПO ЭПУ:
- Проверка совместно с представителем инофирмы поставленного оборудования УЭЦН на базе УМТОП (количество мест, состояние пломб и упаковки, наличие сопроводительной документации и др.).
- Подготовка погружного оборудования (насос, двигатель, кабель и т.д.) к монтажу на устье скважины совместно с представителем инофирмы.
- Доставка оборудования с базы УМТОП в цех ЦБПО ЭПУ.
- Передача опросных листов по каждой скважине представителю инофирмы для производства окончательных расчётов по выбору типоразмера и компоновки подземного оборудования, определению глубины спуска установки.
- Вывоз оборудования на скважину для производства монтажа.
- Монтаж УЭЦН на устье аттестованными инофирмой специалистами ЦБПО ЭПУ (по согласованию с представителем фирмы).
- Обвязка наземного оборудования в блок-боксах.
- Участие в запуске установки в работу и выводе на режим с регистрацией рабочего тока, настройка защиты с записью в эксплуатационном паспорте (совместно с НГДУ и представителем инофирмы).
|
|
|
- Вывоз оборудования на ремонтный участок после подъёма, подготовка его к разборке.
- Разбор погружного оборудования и выявление причин его отказа с участием представителя отдела надёжности и представителя инофирмы. Запись результатов разбора в рабочие журналы и эксплуатационный паспорт установки. Принятие решения о дальнейшем использовании оборудования.
- Отключение работающей установки по требованию представителя инофирмы в случаях отклонения параметров работы от паспортных (расчётных) с последующим сообщением в НГДУ.
- Соблюдение требований по эксплуатации частотного преобразователя.
2.3.ПРОИЗВОДСТВО РАБОТ ПО ГЛУШЕНИЮ НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ, НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН ПЕРЕД ПРОИЗВОДСТВОМ ТиКРС
2.3.1.Основные положения
В целях предупреждения открытого фонтанирования перед производством текущего и капитального ремонта или освоения скважин следует создать противодавление на забой скважины (эксплуатируемый или вскрываемый пласт) с помощью промывочной жидкости.
Все работы, связанные с глушением, проводятся по наряд-заданию, составленному ЦПРС в соответствии с планом работ на ремонт скважины. В случае осложнений цех добычи составляет план на глушение скважины, утвержденный начальником отдела анализа разработки НГМ, глушение производится с технологом ЦДНГ.
В план-наряде на ремонт скважины указывают параметры раствора с учетом рекомендуемых уд. весов солевых растворов, применяемых для глушения скважин по НГДУ «КН», объем закачки, наличие парафина и циркуляции, объем прокачки и циркуляции, замеры статического уровня для определения пластового давления.
Глушение скважины производить с представителем ЦДНГ.
ЦПКРС сообщает в ЦДНГ до 9.00, что будет производиться глушение, в случае неготовности скважины ЦДНГ обязан известить ЦПКРС до выезда звена глушения и предоставить другую скважину.
Задавочная жидкость должна обладать следующими свойствами:
- иметь достаточный удельный вес для создания необходимого давления на забой;
- в случае эксплуатации скважины механизированным способом иметь содержание мех. примесей, не более 100 мг/л.
- не иметь в своем составе растворенного газа;
|
|
|
- удельный вес промывочной жидкости рассчитывается по формуле согласно разделу 2.3.7.;
- в качестве задавочной жидкости используются растворы технологического хлористого натрия (поваренной соли), хлористого кальция, хлористого магния и др. солей, а также инертно-эмульсионные растворы (ИЭР, ГФР);
- удельный вес и объем промывочной жидкости определяются конкретно на каждую скважину геологической службой ЦДНГ; для скважин, осваиваемых после бурения,
- по данным замера пластового давления и карты изобар.
Пластовое давление указывается в плане работ на скважину геологической службой ЦДНГ.
2.3.2.Технология глушения
Технология глушения скважины зависит от способов ее эксплуатации. Общие требования при закачке жидкости в скважину:
- по технологическим условиям давление на эксплуатационную колонну в зависимости от диаметра допускается:
d 168 мм — не более 100 кгс/см2;
d 146 мм — не более 120 кгс/см2;
d 139,7 мм — не более 150 кгс/см2, но не выше давления опрессовки колонны по проекту;
- при глушении скважин сроком эксплуатации 8 лет и более или после проведения изоляционных работ по восстановлению герметичности обсадных колонн допустимое давление составляет не более 80% от вышеуказанных;
- перед началом глушения нагнетательная линия должна быть опрессована на 1,5-кратное давление (от рабочего).
Глушение фонтанных, газовых и нагнетательных скважин:
- башмак НКТ находится в интервале перфорации, поэтому жидкость замещается в скважине на глубину спуска НКТ;
- в случае, если НКТ запарафинены, загрязнены или загидрачены и восстановить циркуляцию не удается, жидкость закачивается в затрубное пространство на максимальной скорости насосного агрегата, по возможности непрерывно, при этом давление не должно превышать максимально допустимого на эксплуатационную колонну;
- если приемистость скважины недостаточна и давление выше допустимого для колонны, следует производить порционную закачку жидкости с перерывами между циклами 15-30 мин и не допускать выброс задавочной жидкости на факел при очередной разрядке скважины.
|
|
|
2.3.3. Глушение скважин, оборудованных ШГН
Перед глушением скважин, оборудованных ШГН, необходимо произвести опрессовку НКТ на 40 кгс/см2. НКТ можно считать герметичными, если темп падения давления составляет не более 5 кгс/см2за 1 минуту для насосов d 29-32 мм и не более 10 кгс/см2за 1 минуту для насосов d 38 мм и более. По результатам опрессовки составляется акт.
Средняя глубина спуска ЭЦН, ШГН на месторождениях составляет 1200-1400 м, поэтому глушение производится циклическим методом. Промывочную жидкость закачивают в скважину в объеме из расчета глубины спущенного подземного оборудования и скорости замещения промывочной жидкости по стволу скважины (0,1 м/сек). Скважина герметизируется для замещения промывочной жидкости. После этого в скважину закачивают объем промывочной жидкости, равный замещенному.
2.3.4.Глушение скважин, оборудованных УЭЦН
Перед глушением скважин, оборудованных УЭЦН, необходимо произвести опрессовку НКТ созданием давления до 40 кгс/см2. НКТ считается герметичными в случае, если темп падения давления составляет не более 4 кгс/см2за 1 минуту.
Через лубрикатор при помощи сбивного приспособления разрушается «палец» сливного клапана.
Глушение скважин, в которых вскрыты более двух продуктивных пластов, производится по специальному плану.
Скважина считается заглушенной и подготовленной к ремонту, если при сообщении трубного и затрубного пространства с атмосферой не наблюдается перелива жидкости.
После проведения глушения скважины оператор по глушению скважин совместно с представителем ЦДНГ составляет акт, в котором указывается уд. вес, объем задавочной жидкости, дата и время глушения скважины, в случае осложнений при глушении с представителем ЦДНГ составить акт (форма прилагается).
При проведении глушения в зимнее время для предотвращения замерзания выкидных линий после глушения представитель ЦДНГ продувает выкидную линию от соседней скважины через дополнительную линию на факел или через ГЗУ при поднятых обратных клапанах.
При подъеме НКТ с установкой давление на забой уменьшается на 11-16 атм, следовательно, необходимо работать с постоянным доливом, для этого достаточно иметь 3 м3раствора.
2.3.5. Осложненное глушение
Глушение по отдельному план-заказу производится на скважинах:
- находящихся в зоне повышенного пластового давления;
- работающих фонтаном через насос;
- не заглушенных при первом глушении и с осложненным глушением при предыдущих ремонтах;
- с отсутствием циркуляции.
Перед оформлением план-заказа необходимо остановить скважину (если она продолжает работать), закрыть затрубную и буферную задвижки, оборудовать скважину исследовательским фланцем. Через 48 часов произвести замер НСТ, РЗАТР. На основании полученных данных произвести расчет РПЛ(если уровень не стабилизировался, НСТопределяется после уравновешивания скважины).
|
|
|
В случае, если в ЦДНГ отсутствуют или вызывают сомнения в достоверности пробы Н2О, необходимо произвести двухцикловое глушение скважины сеноманом с промывкой на чистый солевой раствор при втором цикле.
После 48-часового отстоя раствора произвести замер НСТ, РЗАТРи произвести расчет РПЛ.
После сбора всей первичной информации составляется план-заказ на глушение скважины (форма и методика расчета прилагаются), который подписывается ст. геологом ЦДНГ и утверждается начальником отдела анализа разработки НГМ. Утвержденный план-заказ на еженедельном план-графике ПРС согласовывается с представителем ЦПРС на предмет наличия раствора заявленной плотности и обеспечения цикличности глушения.
Прибыв на скважину, звено по глушению скважин совместно с оператором добычи нефти производит:
- замер НСТ, РЗАТР;
- проверку исправности запорной арматуры;
- проверку наличия прохода от скважины до дренажной емкости;
- отбор пробы раствора (0,5 л) или, при наличии ареометра, замер плотности на месте.
Примечание: при отрицательном результате работы прекращаются и оформляется акт на холостой пробег, звену глушения предоставляется следующая по графику скважина.
Оператор добычи нефти обязан после каждого цикла продуть выкидные и дренажные линии остаточным газом с затруба и закрыть скважину на уравновешивание.
В случае, если скважина не заглушена, необходимо отобрать пробу раствора (0,5 л) и определить плотность раствора.
Разбор результатов неэффективных глушений скважин и определение причин возлагаются на комиссию в составе зам. начальника БПО, ведущих инженеров ЦПКРС и ЦДНГ. Вся первичная документация на глушение скважины предоставляется ЦДНГ и проверяется начальником отдела по анализу за разработкой НГМ, документация по технологии глушения (цикличность и характеристика раствора) предоставляется ЦПРС и подтверждается первичными актами, составленными с представителем ЦДНГ. Разбор результатов неэффективных глушений производится после еженедельного план-графика ПРС. При наличии особого мнения заинтересованная сторона может повторно предоставить документы и обсудить вопрос с председателем комиссии по закрытию объемов выполнения работ ОТиКРС.
В случае, если повторное глушение скважины также неэффективно, составляется отдельный план работ по определению РПЛсилами ЦНИПР, мероприятий по регулированию закачки, который утверждается гл. геологом НГДУ.
ЦДНГ несет ответственность за:
- определение необходимости глушения скважины по отдельному план-заказу или в общем порядке;
- достоверность первичной информации (% Н2О, РЗАТР, НСТ, конструкции скважины, РПЛ);
- контроль за соблюдением план-заказа;
- подготовку скважин к ПРС (КРС).
ЦПКРС несет ответственность за выполнение план-заказа на глушение скважины.
2.3.6. Подготовка скважины к глушению
Глушение скважин производится звеном подготовки скважин к подземному ремонту. Перед началом глушения оператор проверяет состояние арматуры, положение задвижек на ней и в замерной установке.
Промывочные агрегаты устанавливаются на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, расстояние между агрегатами не менее 1 м. АЦ с промывочной жидкостью располагаются таким образом, чтобы их кабины были обращены в сторону от устья с подветренной стороны.
Нельзя устанавливать агрегаты под силовыми линиями, находящимися под напряжением.
Агрегаты должны иметь исправные обратные клапаны и манометры. Выкид предохранительного устройства на насосе закрывается кожухом и выводится под агрегат.
Перед глушением скважины необходимо опрессовать нагнетательную линию на полуторакратное ожидаемое давление. При опрессовке нельзя находиться вблизи нагнетательной линии. Если в момент опрессовки наблюдается утечка жидкости, необходимо стравить давление с нагнетательной линии до атмосферного и устранить утечки.
Во время работы агрегатов обтяжка элементов обвязки и узлов нагнетательной линии запрещается.
В связи с образованием ледяных пробок в нагнетательной линии в зимнее время запрещается:
- пуск насоса в ход после остановок без достаточного прогрева манифольда (паром или горячей водой) и пробной закачки жидкости по трубам;
- прогрев напорных устройств огнем.
2.4.7. Инструкция по расчету циклического глушения механизированных скважин
Исходные данные:
1. Пластовое давление — Рпл, атм.
2. Глубина скважины
до интервала перфорации — Lскв, м
(или абсолютная отметка ВНК) — HВНК, м (абс. отметка)
3. Удлинение на кровлю пласта — I, м
(или альтитуда устья) — А, м
4. Диаметр эксплуатационной колонны — Dэквнутр, м
5. Диаметр НКТ — DНКТ, м
6. Глубина спуска насоса — Lсп, м
7. Удельный вес жидкости глушения — gгл
8. Удельный вес скважинной жидкости — gскв
9. Объем одного цикла глушения — Vц
Порядок расчета:
1. Определяем объем скважины:
Vскв= ПD2эк/ 4 · Lскв, м3
2. Определяем объем труб и штанг:
Vтр= (Ртр+ Ршт) / 7,8, м3,
где:
Ртри Ршт— вес труб и штанг в тоннах.
3. Определяем замещаемый объем жидкости:
Vж= Vскв– Vтр, м3
4. Определяем уд. вес жидкости, необходимый для глушения скважины:
gГЛ = 1,1 · 102 Рпл/ LСКВ· 9,8
5. Определяемый ср. удельный вес жидкости в скважине после первого цикла глушения:
g1= ((gгл1· Vц1+ (Vж– Vц) · gскв)) / Vж
6. Если g1 < gрез, проводим второй цикл глушения:
g2= ((gгл1· Vц1+ gгл2· Vц2+ (Vж— Vц— Vц2))) / Vж
6.1. При g2> gрездля высокообводненных скважин глушение заканчивается, для остальных производится закачка сеномана в недостающем объеме для полного замещения и смыва нефти:
Vзам = Vж– Vц1– Vц2+ 5, м3
6.2. При g2< gрез производится закачка Vзамс удельным стандартным весом более gрас.
Примечания:
1. Объем одного цикла — 11 м3или 22 м3.
2. Стандартные gгл= 1,015 г/см3(сеноман), 1,16 г/см3и 1,22 г/см3.
3. Первой закачивается жидкость глушения с большим удельным весом.
4. Время между первым и вторым циклами — 6 часов, между вторым и третьим — 12 часов.
5. В процессе подъема глубинного оборудования производится долив жидкости согласно утвержденным инструкциям в объеме, равном Vтрс удельным весом не менее gрас.
6. При ремонте скважин, оборудованных ШГН, при замене сальников и полированных штоков (без срыва планшайбы) скважина глушится раствором с gрезв объеме, равном объему скважины от устья до глубины спуска насоса + 3 м3за один цикл.
2.4. АСПО. МЕТОДЫ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ И БОРЬБЫ С АСФАЛЬТО-СМОЛО-ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЯМИ. ДЕПАРАФИНИЗАЦИЯ В НГДУ «КОМСОМОЛЬСКНЕФТЬ»
Асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО) представляют собой высокодисперсные суспензии и имеют свойства твердых аморфных тел. Они осаждаются в призабойной зоне пласта, на нефтепромысловом оборудовании и приводят к падению производительности системы.
Основные компоненты АСПO:
Нефтяной парафин состоит преимущественно из твердых н-алканов.
Смолы имеют полужидкую или почти твердую консистенцию, но обладают значительной пластичностью (с молекулярной массой от 450 до 1500).Они хорошо растворяются в легком бензине, нефтяных маслах, а также бензоле и эфире.
Асфальтены - весьма сложные высокомолекулярные соединения нефти и представляют собой твердое аморфное порошкообразное вещество черно-коричневого цвета. Средняя молекулярная масса может достигать 5000-6000.
По соотношению содержания парафина к сумме смол и асфальтенов АСПО подразделяются на асфальтеновые (< 0,9), смешанные (0,9-1,1) и парафиновые (>1,1). На всех месторождениях, разрабатываемых НГДУ “Комсомольскнефть”, имеют место асфальтенoвые АСПО.
Осаждение АСПО начинается в тот момент, когда температура окружающей среды снижается до температуры кристаллизации с давлением насыщения нефти парафином. В первую очередь откладываются углеводороды, имеющие большую молекулярную массу. Данный слой обладает высокой вязкостью и большой адгезионной прочностью, толщина не превышает 0,1 мм, но его наличие является основополагающим фактором для дальнейшего образования отложений парафина.
Влияние воды на интенсивность отложений АСП двояко. На гидрофильной поверхности она образует сплошной слой, а нефть непосредственно примыкает к стенкам труб только в виде капель. В этих условиях с увеличением содержания воды в нефти адгезия парафина к стенкам замедляется. На гидрофобных поверхностях наблюдается обратная картина: присутствие воды в нефти вызывает интенсивное отложение парафина.
|
|
|
