122846 (592719), страница 7
Текст из файла (страница 7)
Скважины (936, 956, 4147, 4190 ) работают в режиме. На этих скважинах коэффициент подачи превышает оптимальной области, забойное давление выше оптимального значения. Но из-за высокой обводнености продукции (94-97%) нет смысла увеличивать производительность насоса.
Скважины (4175, 4182) работают с забойным давлением равным оптимальному забойному давлению, но коэффициент подачи насоса у них (1,5-2) больше оптимального коэффициента подачи насоса (0,8-1,2). На таких скважинах рекомендовано произвести замену насоса большей производительностью:
ЭЦНА5-25-1000 на ЭЦНА5-80-1200
ЭЦНА5-60-1200 на ЭЦНА5-80-1200
Скважина 4120 по коэффициенту подачи (0,8) приближенна к критической (0,75), забойное давление значительно ниже оптимального. Значит, данную скважину следует переводить на иной механизированный способ добычи.
Скважина 934 аналогична скважине 4120
Скважина 4160 подлежит ликвидации, либо перевод на нагнетательную скважину, из-за высокой обводнённости добываемой продукции (100%)
Скважины (1210, 2705) по коэффициенту подачи соответствуют оптимальному коэффициенту, но с низким забойным давлением от оптимального забойного давления. Скважины следует перевести на другой механизированный способ.
2.7 Основные факторы осложняющие работу скважин оборудованных УЭЦН
Основные факторы осложняющие работу скважин оборудованных УЭЦН являются АСПО, отложения солей, наличие в продукции скважин механических примесей, кривизны ствола скважин, высокая вязкость продукции, образование стойких водонефтяных эмульсий, а в ряде случаев коррозионная активной среды.
Наиболее серьезные осложнения и отказы оборудования возникают в связи с отложением парафина, солей на забое скважин, в подъемных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т.д.
Отложение парафина и солей на рабочих органах установки, на стенки подъемных труб, арматуры и трубопроводов уменьшают (а некоторых случаях полностью прекрывают) проходное сечение, создавая дополнительные сопротивление движению продукции, как следствие этого, дебит жидкости уменьшается вплоть до полного прекращения подачи установки. К тому же значительное снижение производительности может привести к перегреву ПЭД и преждевременному выходу его из строя.
В результате отложения парафина и солей в ПЗ скважинах происходит снижение проницаемости ПЗП и как следствие, падения дебита скважины.
Наличие в откачиваемой продукции механических примесей, кривизна ствола скважин обуславливают увеличение интенсивности износа рабочих органов и опор насоса, увеличение уровня вибраций погруженного агрегата, снижение срока службы УЭЦН, а в ряде случаев наряду с коррозией могут послужить причиной аварий связанных с падением оборудования на забой скважин.
Повышенная вязкость продукции, образование стойких, высоковязких водонефтяных эмульсий снижает производительность и КПД ЦБН и наряду с ростом энергозатрат на подъем продукции из скважин может послужить причиной перегрева ПЭДа и преждевременному выходу из строя УЭЦН.
На интенсивность дюрмирования АСПО в значительной степени влияет дебит и обводненность скважин.
Действенным средством предотвращения отложений на стенке НКТ в ряде случаев при невысоких дебитах скважин может оказаться переход на колонну НКТ меньшего Ф, при этом за счет увеличении скорости движения продукции в колонне подъемных труб увеличивается срывающая кристаллы отложений сила потоки. Однако при этом необходимо оценивать величину роста г/д потерь в подъемном лифте и его влиянию на рабочую характеристику ЭЦН.
Для предотвращения и удаления АСПО могут применятся различные методы: промывка скважин растворителям (например дистиллятом, реагентом СНПХ-7870производства ОАО «нефтепромхим»); ввод в продукцию скважин ингибиторов парафино-отложений (диспергаторов); подогрев продукции скважин станционарными электронагревателями или периодический подогрев подъемного лифта спуском в него электронагревателя на каротажном кабеле, установка в составе подъемного лифта магнитных установок периодическая механическая очистка НКТ специальным скребнем с применением геофизического подъемника, например скребнем протяжкой.
Анализ промысловых данных показывают, что наиболее приемлемым в существующих геолого-технических условиях разработки, с точки зрения технологической и экономической эффективности является применение НКТ с защитным покрытием, в частности DPS и ПЭП-585 производства БМЗ. НКТ с полимерным покрытием успешно применяется скважин парафинящегося фонда эксплуатационных ЭЦН.
Особенностью полимерных покрытий является невысокая термостойкость, поэтому применение тепловых методов в скважинах с НКТ с защитными полимерными покрытиями недопустимо.
Для предотвращения солеотложения существуют различные методы.
Перспективным средством защиты от отложений солей в ЭЦН является применение рабочих колес ЭЦБН из угленапыленного полеамида, который имеют повышенную чистоту поверхности проточных каналов рабочего колеса, что повышает г/д характеристики насоса.
Метод использования ингибиторов занимает особое место вследствие его высокой технологичности и эффективности в промысловых условиях. Механизм действия ингибиторов солеотложения, замедляющих процесс осадкообразования, заключается в том, что молекулы ингибиторов диффундируют через объем раствора адсорбируется на поверхности микрочастиц солей.
На промыслах основным средством для предупреждения солеотложения является использование ингибиторов ИСБ-1, Инкреол, СНПХ-5312,5313 путем обработки ПЗ скважин. Однако, необходимо иметь в виду, что влияние ингибиторов на солеотложения на количества свойства продуктивных пластов исследованию пока не достаточно, поэтому эту технологию рекомендуется применять в основном для скважин с большими коэффициентами продуктивности.
2.8 Освоение скважин оборудованных УЭЦН после ПРС
Освоение скважины оборудованием УЭЦН после подземного ремонта – основная технологическая операция в процессе эксплуатации ЦБН.
От правильного выполнения этой операции зависит межремонтный период работы скважины, продолжительность работы глубинного оборудования и кабеля.
ЭЦН в период освоения скважин работает в осложненных условиях, т.к. в скважине находится жидкость глушения с высоким удельным весом.
Поэтому, даже при откачке уровня жидкости и скважины на величину напора насоса пласт не полностью включается в работу. При глушение задавочная жидкость проникает в ПЗ скважин образуя водонефтяную эмульсию водность которой в несколько раз выше вязкости нефти. Водо-нефтяная эмульсия снижает приток жидкости из пласта в скважину в период вывода ЭЦН на заданный технологический режим работы.
Выше изложенные причины приводят к тому, что в момент освоения ЭЦН срывает подачу, несмотря на то, что эта же установка стабильно работала до подземного ремонта.
Кроме того, при освоении скважины вреднее влияние оказывают следующие факторы:
ухудшение охлаждения двигателя из-за откачки жидкости из ствола скважины, когда приток из скважины менее.
Большая загрузка электродвигателя по мощности в следствии откачки задавочной жидкости имеющий высокий удельный вес и низкие смазовающие свойства.
Из-за остаточной водо-нефтяной эмульсии в стволе скважин остающийся после глушения в некоторых случаях происходит срыв подачи насоса при сравнительно высоком динамическом уровне в скважине – вероятность работы насоса с обратным вращением.
Пуск установок в работу без учета перечисленных фактов, осложняющих условия работы ЭЦН в первоначальный период, приводит к выходу их из строя за несколько часов или суток работы.
Двигатель, изоляция которого была перегрета при освоении, снижает продолжительность срока службы в несколько раз.
Для исключения вышеизложенного устанавливаются дополнительные требования и запуску скважины после подземного ремонта, что является основной технической операцией по работе с УЭЦН после подземного ремонта.
В основе этой операции заключается зависимость между производительностью насоса ЭЦН и перепадам Р1, которое создается на пусковом штуцере.
Диаметры проходных сечений штуцеров рассчитываются в зависимости от типоразмеров установки.
При пуске ЭЦН в работу должны иметься данные:
-типоразмеры установки;
-тип ПЭД его номинальный ток и напряжение;
-диаметр пускового штуцера;
-глубина спуска установки;
-диаметр эксплуатационной колонны и НКТ;
-удельный вес и объем жидкости глушения;
-статический уровень глушения скважины.
После запуска необходимо дождаться появления подачи и одновременно контролировать с помощью эхолота снижение динамического уровня.
Время необходимое для подъема жидкости из скважины после запуска установки от статического уровня и рассчитывается по формуле:
Т=НСТ Х КНКТ / QПОЛ
где Т-время, необходимое для подъема жидкости из скважины после запуска и установки,с; НСТ - статический уровень, м
КНКТ - коэффициент, зависящий от объема 1п.м. НКТ, равный 2л/л для НКТ Ф2" или 3л/м – для НКТФ3"
QПОЛ- номинальная производительность данной установки
Например, для УЭЦН – 80 ( QНАМ= 1,0л/с) при НСТ = 200м расчетное время прихода подачи составить
при Ф НКТ 2" – 400с при Ф НКТ 2,5" – 600с
Вывод скважинный режим осуществляется следующим образом:
1. После запуска дать отработать установке не более одного часа контролируя Ндин через каждые 10-15 минут.
Во время освоения скважин не допускается снижение динамического уровня глубже отметки, соответствующей при пересчете на гидростатическое давление минимально допустимому давлению на приеме насоса. После этого необходимо УЭЦН отключить для охлаждению ПЭД, т.к. в первоначальный период освоения откачивается жидкости, расположенной выше приемной сетки насоса и двигатель не охлаждается.
2. Проконтролировать эхолотом темп восстановления уровня в скважине. Если уровень не восстанавливается, то повторный запуск разрешается проводить через 1,5 часа.
3. Вновь дать отработать установке не более 1 часа и проконтролировать восстановления уровня.
4. По темпу восстановления уровня вычислить скорость жидкости, охлаждающей ПЭД, при которой он будет работать при последующих включениях.
5. Сравнить полученное значения с допустимой для данного двигателя скоростью охлаждения. Если темп восстановления меньше допустимого, то после включения установка должна работать не более 1 часа с последующим включением и выдержанной не менее 1,5 часа до следующего пуска.
6. Если темп восстановления уровня будет не менее величины, указанной в таблице №3, то время последующей работы будет зависеть только от темпа снижения динамическ5ого уровня.
7. Во время освоения скважины необходимо определить производительность установки по счетчику на ГЗУ на ручном режиме, при невозможности размере на ГЗУ, дебит контролирует прибором ПКПС-2, а при определяется по штуцеру.
8. При освоении скважины оператору технологической группы необходимо ежедневно выполнять вышеперечисленные пункты, прослеживать понижение динамического уровня.
9. В случае если скважина более 3 суток не выходит на режим, то ее дальнейшее освоение возможно по программе.
10. В случае выхода скважин на режим, председатель ЦДНГ в присутствии представителя ЦБПО ЭПУ проводит контрольные замеры дебита (при необходимости устанавливает штуцер) динамического уровня, затрубного, линейного буферного давления.
Все данные замеров заносятся в гарантийный паспорт и бланк освоения скважины под роспись обоих представителей.
11. Бланк освоения составляется в 2-х экземплярах и утверждается начальником добычи НГДУ. Один экземпляр подшивается в дело скважины, другой передается в ЦБПО ЭПУ.
2.9 Выводы и предложения
По данным показателям работы фонда в ТПДН «Муравленковскнефть» на Муравленковском месторождении выявлено, что:
месторождение находится в стадии падающей добычи нефти;
в 2003 году по месторождению в целом удалось сдержать темпы падения уровня добычи нефти при наращивании добычи жидкости;
месторождение характеризуется низким коэффициентом использования добывающих скважин – 57%, в бездействии и консервации находится 43% эксплуатационного фонда добывающих скважин;
коэффициент эксплуатации действующего фонда составляет 96%, а коэффициент использования всего 59%;
На месторождении выявлено оптимальное забойное давление равное 0,8-0,9 МПа
В скважинах с превышающим забойным давлением от оптимального следует произвести замену насоса на насос большей производительностью (при условии что данная скважина не обводнена более 85%). В случае если скважина не удовлетворят установленным параметрам, а критическое значение коэффициента подачи, то насос
меняют на насос большей производительностью. Если же забойное давление скважины ниже оптимального забойного давления, то эту скважину следует перевести на другой механизированный способ эксплуатации.
Если же в скважинах выявлено высокое проявление газа (50% и более) то к установке спущенной в скважину устанавливают газосепаратор, для особого отделения газа от жидкости и вывод его в затруб.
В целях снижения преждевременных ремонтов по причине отложения
солей предлагается:
а) подбор эффективных ингибиторов солеотложений;
б) внедрение УЭЦН с рабочими колесами из угленаполненного полиамида на скважинах, склонных к отложению солей.
В целях снижения преждевременных ремонтов по причине отложения АСПО:
а) проводить анализ и подбор реагентов по борьбе с АСПО;
б) производить отчистку эксплуатационной колонны при проведении КРС, ПРС;
в) внедрять НКТ с полимерными покрытиями БМЗ;
г) производить перевод фонда скважин, образованного малопроизводительными УЭЦН, на высокопроизводительные ШСН с внедрением скребков-центраторов.
В целях снижения ремонтов по причине засорения УЭЦН:
а) оборудовать все автоцистерны фильтрами;
б) внедрять ЭЦН после КРС только после промывки забоя скважины с допуском НКТ;
3. Охрана труда и противопожарная безопасность
3.1 Охрана труда и техника безопасности скважин, оборудованных УЭЦН
Основным направлением работы по охрана труда в подземный ремонт, являются выполнение организационно-технических мероприятий, направленных на обеспечение безопасных и здоровых условий труда, укрепление производственной и трудовой дисциплины.
Перед допуском к рабочему месту в обязательном порядке приводится инструктаж. Инструктаж проводит мастер или инженер по технике безопасности.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
