0 0 42 0 0 42 | 10-20 | Фонтан ЕЦН ШГН Газліфт Інші Всього | 0 0 0 0 0 0 | 0 2 7 0 0 9 | 0 5 12 0 0 17 | 0 1 9 0 0 10 | 0 3 12 0 0 15 | 0 1 1 0 0 2 | 0 12 41 0 0 53 | 20-50 | Фонтан ЕЦН ШГН Газліфт Інші Всього | 0 14 0 0 0 14 | 0 54 1 0 0 55 | 0 72 0 0 0 72 | 0 36 3 0 0 39 | 0 50 3 0 0 53 | 1 12 0 0 0 13 | 1 238 7 0 0 246 | 50-100 | Фонтан ЕЦН ШГН Газліфт Інші Всього | 0 1 0 0 0 1 | 0 22 0 0 0 22 | 0 41 2 0 0 43 | 0 58 0 0 0 58 | 0 80 0 0 0 80 | 0 20 0 0 0 20 | 0 222 2 0 0 224 | 100-300 | Фонтан ЕЦН ШГН Газліфт Інші Всього | 0 0 0 0 0 0 | 0 0 0 0 0 0 | 0 5 1 0 0 6 | 0 6 0 0 0 6 | 0 17 0 0 0 17 | 0 4 0 0 0 4 | 0 37 1 0 0 33 | Разом | Фонтан ЕЦН ШГН Газліфт Інші Всього | 0 15 3 0 0 18 | 0 78 17 0 0 95 | 0 123 30 0 0 153 | 0 101 22 0 0 123 | 0 150 20 0 0 170 | 1 37 1 0 0 39 | 1 509 93 0 0 603 |
У 2003 році на родовищі на об'єкті БС11 введено в експлуатацію 4 нові свердловини. Всі нові свердловини потрапили в промиту зону пласта. Вхідні дебіти нафти змінюються по свердловинах від 1 до 4 т / добу, дебіти рідини - від 26,9 до 49,6 т / добу. Свердловини працюють з високою часткою обводненості продукції - від 81 до 99%. Таким чином, всі нові свердловини характеризуються низькими дебітами і високої обводненість продукції. Середній дебіт нафти нових свердловин на 9 т / добу (на 80%) нижче середнього по родовищу - 11,3%. Сумарний видобуток нафти за новим свердловинах склала 0,1% від загального видобутку нафти по родовищу. Оцінюючи поточний стан фонду свердловин Муравленковского родовища можна зробити наступні висновки: видобувний фонд родовища характеризується низьким коефіцієнтом використання - 59% і високим коефіцієнтом експлуатації - 96%; в бездіяльності і консервації знаходиться більше половини видобувного фонду свердловин (53%), основні причини - аварії промислового устаткування, досягнення проектної обводнення, відсутність припливу; частка малодебітних фонду свердловин незначна - 7%; високообводненний фонд свердловин складає значну частину чинного видобувного фонду - 35%; введення нових свердловин на родовищі у 2003 році був малоефективний. 2.2 Склад погружной установки У комплект погружной установки для видобутку нафти входять електродвигун з електродвигун з гидрозащитой, насос, кабельна лінія, наземне електрообладнання. Нанос приводиться в дію електродвигуном і забезпечує подачу пластової рідини з свердловини по НКТ на поверхню в трубопровід. Кабельна лінія забезпечує підведення енетродвігателем за допомогою муфти кабельного вводу. Установки мають наступні виконання: звичайне; - Корозійно - стійке; - Зносостійке; - Жаростійку Приклад умовного позначення: 2УЕЦНМ (К, І, Д, Т) 5-125-1200, де: 2 - модифікація насоса; У - установка; Е - електропривід від заглибного двигуна; Ц - відцентровий; Н - насос; М - модульний; К, І, Д, Т - відповідно в корозійно - стійкому, зносостійким, двухопорний і термостійкому виконанні. Відсутність їх означає, що установка звичайного виконання; 5 - група насоса. Випускаються установки груп 5, 5 А, 6 для експлуатації в свердловинах з внутрішнім діаметром відповідно не менше 121,7 130 і 144 мм; 125 - подача, м3/сут.; 1200 - напір, м. Установка свердловинного відцентрового електронасоса складається з насосного агрегату, кабельної лінії, колони НКТ, обладнання устя свердловини і наземного устаткування. Насосний агрегат, що складається з багатоступінчастого відцентрового насоса, електродвигуна з гидрозащитой, спускається в свердловину на НКТ під рівень рідини. Живлення електроенергією заглибного електродвигуна (ПЕД) здійснюється по кабельній лінії, яка кріпиться до НКТ металевими поясами. На довжині насоса і протектора кабель виконаний (з метою зменшення габариту) плоским. Над насосом через два НКТ встановлюється зворотний клапан, вище за нього на одну трубу - збивної. Зворотний клапан призначений для запобігання зворотного обертання ротора насоса під впливом стовпа рідини в колоні НКТ при зупинках, а також для визначення герметичності колони НКТ. Збивної клапан служить зливу рідини з колони НКТ при підйомі установки і для забезпечення глушіння свердловини. Для відкачування пластової рідини, що містить вільний газ на прийомі насоса від 15 до 55% використовується Газосепаратори. ЕЦН відкачує пластову рідину зі свердловини і подає її на поверхню по колоні НКТ. Насоси виконуються одно, - двох, - трьох, - чотирьохсекційного. Робочі колеса і направляючі апарати насосів звичайного виконання виготовляють із сірого чавуну, насосів корозійно - стійкого виконання - з модифікованого чавуну типу «ні резист». Робочі колеса насосів звичайного виконання можуть виготовлятися з поліакриламіду або з вуглепластикового маси. Насоси в зносостійкої виконанні відрізняються використанням більш твердих і зносостійких матеріалів у парах тертя, установкою проміжних радіальних підшипників по довжині насоса, використанням робочих органів насосів двох опорних конструкцій та ін Занурювальні електродвигуни - маслонаповнені трифазні асинхронні короткозамкнені - звичайного і корозійно - стійкого виконання є приводом погружного ЕЦН. Приклад умовного позначення двигуна: ПЕДУСК - 125 - 117, де ПЕДУ - заглибний електродвигун уніфікований; С - секційний (відсутність літери - несекціоннимі); К - корозійно - стійкий (відсутність літери - звичайне виконання); 125 - потужність двигуна, кВт; 117 - діаметр корпусу, мм. Гидрозащита призначена для запобігання проникнення пластової рідини у внутрішню порожнину електродвигуна, компенсації зміни об'єму масла у внутрішній порожнині від температури електродвигуна та передачі крутного моменту від валу ПЕД до валу насоса. Кабельна лінія складається з основного кабелю і приєднаного до нього подовжувача з муфтою кабельного вводу. В якості основного використовують кабель марки КПБП (кабель поліетиленовий броньований плоский) або КПБК (круглий), в якості подовжувача - плоский кабель. Поперечний перетин жив основного кабелю дорівнює 10, 16 і 25 мм2, а кабельного подовжувача - 6 і 10 мм2. Наземне обладнання включає станцію управління (або комплектний пристрій) або трансформатор. Станція управління або комплектний пристрій забезпечує можливість як ручного, так і автоматичного управління. На станції управління встановлені прилади, які реєструють роботу електронасоса й охороняють установку від аварій при порушенні його нормальної роботи, а також при несправності кабельної лінії. Трансформатор призначений для подачі необхідної напруги на обмотки статора заглибного електродвигуна з урахуванням падіння напруги в кабельної лінії в залежності від глибини спуску електронасоса. Відповідно до діючих інструкцій з експлуатації, УЕЦН звичайного виконання рекомендується застосовувати при наступних умовах: відкачувана середовище - продукція нафтових свердловин вміст вільного газу на прийомі насоса не більше 15% за обсягом - для установок без газосепаратори, і не більше 55% - для установок з газосепаратори; 2.3 Основні критерії усталене оптимального режиму роботи УЕЦН У більш широкому сенсі під підбором розуміється визначення основних робочих показників взаємозалежної системи «продуктивний пласт-свердловина - насосна установка" і вибір оптимальних поєднань цих показників. Оптимізація може вестися за різними критеріями, але спрямовані на мінімізацію собівартості продукції, що видобувається. З точки зору мінімізація експлуатаційних витрат необхідно прагнути до тривалого (оптимальному) межремонтному періоду (МРП) лев., Обладнаної УЕЦН і, в першу чергу, зануреного обладнання. Максимальну напрацювання зануреного обладнання, у свою чергу, можна забезпечити тільки за умови виконання всіх критерій на параметри експлуатації УЕЦН, їх агрегатів і елементів, які наведені розробниками обладнання у відповідних ТУ, інструкціях по експлуатації та інших нормативних документах. До цих критеріїв відносяться гранично допустимі значення наступних параметрів: об'ємна подача води, що перекачується з нафтової суміші; в'язкість перекачується суміші; температура перекачується суміші; кількість і твердість механічних домішок в рідині; максимальний вміст вільного газу; температура двигуна; температура кабелю; швидкість руху рідини омиваючої ПЕД; допустимий темп Лібора кривизни ствола свердловини; -Кривизни ствола свердловини в місці підвіски. При проектуванні режиму роботи зануреного агрегату повинні враховуватися можливі зміни обводнення продукції, коефіцієнта продуктивності характеристик насоса внаслідок зносу робочих органів, змінені проточні канали робочих органів і НКТ під впливом абразивного зносу, АСПН, солеотложенія і т. д. Вкрай важливо, щоб зазначені критерії дотримувалися і під час відкачування з свердловини технологічної рідини, тобто освоєння свердловини після монтажу в ній зануреного агрегату. Вкрай важливо, щоб зазначені критерії дотримувалися і під час відкачування з свердловини технологічної рідини, тобто освоєння свердловини після монтажу в ній зануреного агрегату. 2.4 Дослідження свердловин, обладнаних установками відцентрових електронасосів Для побудови індикаторної лінії необхідно мати дебіт Q, пластовий Pпл і забірний pз тиску. Дебіт і пластовий тиск вимірюють, як і при розглянутих вище способах експлуатації. Забірний тиск розраховують по тиску на прийомі насоса Pпр або за певним за допомогою ехолота рівню рідини в затрубному просторі. Для безпосереднього вимірювання Pпр в НКТ трохи вище ЕЦН попередньо встановлюють спеціальне запірний пристрій (пристрій) з ущільнюючим сідлом, зване суфлером. Свердловинний манометр обладнають спеціальним наконечником. При посадці через НКТ манометра в сідло заглушка суфлера зсувається і відкриває отвори, що зв'язують манометр з затрубний простір свердловини. Менш точно тиск Pпр можна розрахувати по тиску на викиді насоса pвик, вимірюваному свердловинним манометром, спущеним в НКТ, і паспортному натиску Але, развиваемому насосом при закритій викидний (маніфольдной) засувці. Найбільш простий і найменш точний метод визначення коефіцієнта продуктивності заснований на вимірах тиску на гирлі при двох режимах роботи (подача насоса Q /, Q / /). Режими роботи змінюють дроселюванням потоку на гирло (прикриттям засувки). На кожному режимі після його стабілізації закривають маніфольдную засувку і вимірюють тиск на гирлі (p2 /, p2 / /). Тоді коефіцієнт продуктивності К0 = (Q / - Q / /) / (p2 / / - p2 /). (1) Цей метод може застосовуватися для якісного виявлення причин зниження дебіту - погіршення властивостей привибійної зони, зносу насоса. Якщо дебіт знизився при зниженні динамічного рівня, то утворилася Забійна трубка або погіршилися властивості привибійної зони. При відсутності зниження динамічного рівня причиною зниження дебіту з'явився газ, що надходить у значному колічкстве в насос. При цьому зазвичай поступається тиск в затрубному просторі або зростає подача після зупинки. Криву відновлення вибійного тиску можна зняти при спуску манометра в суфлер. При цьому необхідно бути впевненим у герметичності зворотного клапана і посадки манометра в суфлері. 2.5 Підбір УЕЦН до свердловини Міжремонтний період роботи свердловин з установками ЕЦН сильно залежить від правильності вибору конструкцій установок і режиму їх роботи. Значні ускладнення при роботі свердловин (освіта в'язких водонафтових емульсій, винос у свердловину піску, робота насосів у присутності вільного газу і т.д.) пред'являють особливі вимоги до проектування роботи насосного обладнання. Основним критерієм для вибору глибини занурення насоса є газосодержание на його прийомі. А так як основним ускладненням є висока обводнення свердловини продукції, внаслідок цього утворюється водонафтової емульсія з високою в'язкістю, але в той же час зменшується газосодержание. 2.5.1 Приклад розрахунку і підбору глибинно-насосного обладнання УЕЦН до свердловини Ph = 860 кг/м3 m/м3 - щільність нафти Обводненість (об'ємна) в = 92% Газовий фактор Гпло = 50 нм3/м3 Щільність води Pв = 1,12 m/м3 = 1120 кг/м3 Об'ємний коефіцієнт нафти Вн = 1,16 Тиск насичення Рнас = 8,6 МПа Пластовий тиск Рпл = 18,2 МПа Глибинні залягання пласта Lф = 1700 м Коефіцієнт продуктивності Кпр = 0,78 м3/сут.от Буферне тиск Рб = 2,7 МПа Дебіт (рідина) проектним Qш = 75 м3/сут. Діаметр ліфта d = 2,5 4 Температура пласта tпл = 40 0 Щільність газу Рr = 1,2 кг/м3 Забойное тиск 80 відм = 8,6 МПа Тип ЕЦНМ5-80 Подача на оптимальному режимі при роботі на воді Qбо = 85 м3/сут. Тиск на оптимальному режимі при роботі на воді РБО = 12МПа. Число ступенів z = 354 Розрахунок Щільність пластової рідини: (2) де Рн.с. - Щільність сепарований нафти Рн.с. = 860 кг/м3 Рr - щільність газу Рr = 1,2 кг/м3 = 1,2 10-3 m/м3 Гпло - пластової газової фактор Гпло = 50 нм3/м3 Рв - щільність води Рв = 1120 кг/м3 В - об'ємна обводненість, частки одиниці У = 0,92 Вн - об'ємний коефіцієнт нафти Вн - 1,16 м3 Забойное тиск приймає рівне тиску насичення Рзаб = Рнас = 8,0 МПа Визначаємо дебіт нафти (4) де Кпр - коефіцієнт продуктивності Кпр = 7,8 м3/сут МПа Рпл - пластовий тиск Рпл = 18,2 МПа Рзаб - забойное тиск Рзаб = 86МПа Q = 7,8 (18,2-8,6) = 75 м3/сут (5) Визначаємо роботу газу в ліфті Lr де dn - діаметр насосно-компресорних труб, дюйм dn = 2,5 4 Гпло - пластовий газовий фактор Гпло = 50 нм3/м3 Рб - буферне тиск Рб = 2,7 МПа Рнас - тиск насичення Рнас = 8,6 МПа Визначити тиск розвивається насосом Рн при Рвпх = Рвх = Рпл Рн = 10-5Lф Рпл + Рб-10-5Lr Рпл - Рзаб (7) Де Lф - глибина пласта, Lф = 1694,4 м Рпл - питома вага пластової рідини Рпл = 1090 m/м3 Рб - буферне тиск Рб = 2,7 МПа Lr - робота газу в насосно-компресорних трубах Lr = 12, 7 м Рн = 10-5 1694,4 1090 + 2,7 -10-5 12,7 1090-8,6 = 12,43 МПа Визначити коефіцієнт тиску Кр (8) де Рн - тиск розбиваються насосом Рн = 12,43 МПа Кz = поправочний коефіцієнт, що враховує зайві коефіцієнта тиску в залежності від числа щаблі z Z = 354 Кz = l0, 185 Кр = Визначити відносну подачу насоса по рідкій фазі в умовах лірника qж Qж = Qm / Qво (9) Де Qm = проектний дебіт (рідина) Qm = 75 м3/сут Qво - відносна подача подбираемого насоса при роботі на воді Qво = 84 м3/сут Qж = 75/84 = 0,89 Визначити коефіцієнт М, враховує зайві газосодержания в залежності від обводнення (10) де Ввх - газасодержаніе Ввх = 0,1 Вн - об'ємний коефіцієнт Вн = 1,16 в - об'ємна обводненість в = 0,92 Гпло - пластовий газовий фактор Гпло = 50 м3 / м3 3 Визначити тиск на вході в насос Рвх Рвх = l Рнас (11) Рвх = 0,62 8,6 = 5,33 МПа Визначити глибину підвіски насоса Ln, виходячи з умови відсутності, водяний подушки на вибої 6 (12) де Lф - глибина зайняття пласта (фільтра) Lф = 1694,4 м Рзаб - забойное тиск Рзаб = 8,6 МПа Рвх - тиск на вході в насос Рвх = 5,33 МПа Р - питома вага пластової жідклсті Р = 1090 6 = 1388,6 л Вибираю установку УЕЦН-80-1200 виходячи з оптимального режиму при забезпеченні продуктивності установки. Qж.фак = 75 м3/сут (13) Таким чином коефіцієнт подачі установки знаходиться в області оптимального режиму експлуатації, яким рекомендується від 0,8 -1,2 2.6 Аналіз режимів роботи по групі свердловин обладнаних УЕЦН Проведено аналіз режимів роботи по групі свердловин. Коефіцієнт подачі установки в оптимальному режимі експлуатації, рекомендується 0,8-1,2. Таблиця 9. Аналіз режиму роботи свердловин обладнаних УЕЦН № вкв | Тип УЕЦН | Н | Кпод | Ндін | Рпл | Рзаб | % У | Qн | Qв | 934 | УЕЦНA5-60-1200 | 1450 | 0,63 | 1385 | 157 | 50 | 88 | 75 | 73,3 | 936 | УЕЦНA5-60-1200 | 1400 | 1,33 | 326 | 153 | 119 | 94 | 172 | 193,5 | 956 | УЕЦНM5-125-1300 | 1370 | 1,4 | 441 | 195 | 131 | 97 | 25 | 22 | 1210 | УЕЦНA5-30-1250 | 1410 | 0,9 | 990 | 165 | 63 | 82 | 30 | 24,3 | 2705 | УЕЦНA5-30-1250 | 1460 | 1,13 | 963 | 145 | 67 | 78 | 45 | 33,4 | 4120 | УЕЦНA5-60-1350 | 1460 | 0,8 | 825 | 169 | 83 | 68 | 130 | 153,4 | 4160 | УЕЦНM5-125-1200 | 1220 | 1,04 | 270 | 203 | 158 | 100 | 10 | 9,7 | 4175 | УЕЦНA5-25-1000 | 1200 | 2 | 421 | 176 | 123 | 88 | 145 | 163 | 4147 | УЕЦНM5-125-1300 | 1420 | 1,22 | 536 | 185 | 130 | 97 | 80 | 81 | 4182 | УЕЦНA5-60-1200 | 1050 | 1.5 | 284 | 96 | 79 | 88 | 100 | 104,4 | 4190 | УЕЦНM5-80-1200 | 1460 | 1,25 | 801 | 166 | '93 | 97 | 90 | 100 |
Для високообводнених свердловин з вмістом води 80% і більше забойное тиск оптимальне одно 115атм. Свердловини (936, 956, 4147, 4190) працюють у режимі. На цих свердловинах коефіцієнт подачі перевищує оптимальної області, забойное тиск вище оптимального значення. Але через високу обводненість продукції (94-97%) немає сенсу збільшувати продуктивність насоса. Свердловини (4175, 4182) працюють з забійними тиском рівним оптимальному забійній тиску, але коефіцієнт подачі насоса у них (1,5-2) більше оптимального коефіцієнта подачі насоса (0,8-1,2). На таких свердловинах рекомендовано провести заміну насоса більшою продуктивністю: ЕЦНА5-25-1000 на ЕЦНА5-80-1200 ЕЦНА5-60-1200 на ЕЦНА5-80-1200 Свердловина 4120 за коефіцієнтом подачі (0,8) наближена до критичної (0,75), забойное тиск значно нижче оптимального. Значить, дану свердловину слід переводити на інший механізований спосіб видобутку. Свердловина 934 аналогічна свердловині 4120 Свердловина 4160 підлягає ліквідації, або переклад на нагнітальну свердловину, з-за високої обводненості продукції, що видобувається (100%) Свердловини (1210, 2705) за коефіцієнтом подачі відповідають оптимальному коефіцієнту, але з низьким забійними тиском від оптимального вибійного тиску. Свердловини слід перевести на інший механізований спосіб. 2.7 Основні чинники ускладнюють роботу свердловин обладнаних УЕЦН Основні фактори ускладнюють роботу свердловин обладнаних УЕЦН є АСПО, відкладення солей, наявність в продукції свердловин механічних домішок, кривизни ствола свердловин, висока в'язкість продукції, освіта стійких водонафтових емульсій, а в ряді випадків корозійна активного середовища. Найбільш серйозні ускладнення і відмови устаткування виникають у зв'язку з відкладенням парафіну, солей на забої свердловин, в підйомних трубах, в наземному і підземному обладнанні і т.д. Відкладення парафіну і солей на робочих органах установки, на стінки підйомних труб, арматури та трубопроводів зменшують (а деяких випадках повністю прекривают) прохідний перетин, створюючи додаткові опір руху продукції, як наслідок цього, дебіт рідини зменшується аж до повного припинення подачі установки. До того ж значне зниження продуктивності може призвести до перегріву ПЕД і передчасного виходу його з ладу. У результаті відкладення парафіну і солей у ПЗ свердловинах відбувається зниження проникності ПЗП і як наслідок, падіння дебіту свердловини. Наявність у откачиваемой продукції механічних домішок, кривизна стовбура свердловин зумовлюють збільшення інтенсивності зносу робочих органів і опор насоса, збільшення рівня вібрацій зануреного агрегату, зниження терміну служби УЕЦН, а в ряді випадків поряд з корозією можуть послужити причиною аварій пов'язаних з падінням обладнання на забій свердловин. Підвищена в'язкість продукції, освіта стійких, високов'язких водонафтових емульсій знижує продуктивність і КПД ЦБН і поряд із зростанням енерговитрат на підйом продукції з свердловин може послужити причиною перегріву педа і передчасного виходу з ладу УЕЦН. На інтенсивність дюрмірованія АСПО в значній мірі впливає дебіт і обводненість свердловин. Дієвим засобом запобігання відкладень на стінці НКТ в ряді випадків при невисоких дебіту свердловин може виявитися перехід на колону НКТ меншого Ф, при цьому за рахунок збільшення швидкості руху продукції в колоні підйомних труб збільшується зриваються кристали відкладень сила потоки. Однак при цьому необхідно оцінювати величину зростання г / д втрат в підйомному ліфті і його впливу на робочу характеристику ЕЦН. Для запобігання та видалення АСПО можуть застосуються різні методи: промивка свердловин розчинників (наприклад дистилятом, реагентом СНПХ-7870проізводства ВАТ «нефтепромхім»); введення в продукцію свердловин інгібіторів парафіно-відкладень (диспергаторов); підігрів продукції свердловин станціонарнимі електронагрівачами або періодичний підігрів підйомного ліфта спуском в нього електронагрівача на каротажному кабелі, установка в складі підйомного ліфта магнітних установок періодична механічне очищення НКТ спеціальним скребней із застосуванням геофізичного підйомника, наприклад скребней протяжкою. Аналіз промислових даних показують, що найбільш прийнятним в існуючих геолого-технічних умов розробки, з точки зору технологічної та економічної ефективності є застосування НКТ із захисним покриттям, зокрема DPS і ВЕП-585 виробництва БМЗ. НКТ з полімерним покриттям успішно застосовується свердловин парафінящегося фонду експлуатаційних ЕЦН. Особливістю полімерних покриттів є невисока термостійкість, тому застосування теплових методів у свердловинах з НКТ з захисними полімерними покриттями неприпустимо. Для запобігання солеотложенія існують різні методи. Перспективним засобом захисту від відкладень солей в ЕЦН є застосування робочих коліс ЕЦБН з угленапиленного полеаміда, який мають підвищену чистоту поверхні проточних каналів робочого колеса, що підвищує г / д характеристики насоса. Метод використання інгібіторів посідає особливе місце внаслідок його високої технологічності й ефективності в промислових умовах. Механізм дії інгібіторів солеотложенія, уповільнюють процес осадкообразованія, полягає в тому, що молекули інгібіторів дифундують через обсяг розчину адсорбується на поверхні мікрочастинок солей. На промислах основним засобом для попередження солеотложенія є використання інгібіторів ІСБ-1, Інкреол, СНПХ-5312, 5313 шляхом обробки ПЗ свердловин. Однак, необхідно мати на увазі, що вплив інгібіторів на солеотложенія на кількості властивості продуктивних пластів дослідженню поки не достатньо, тому цю технологію рекомендується застосовувати в основному для свердловин з великими коефіцієнтами продуктивності. 2.8 Освоєння свердловин обладнаних УЕЦН після ПРС Освоєння свердловини обладнанням УЕЦН після підземного ремонту - основна технологічна операція в процесі експлуатації ЦБН. Від правильного виконання цієї операції залежить міжремонтний період роботи свердловини, тривалість роботи глибинного обладнання та кабелю. ЕЦН в період освоєння свердловин працює в ускладнених умовах, тому що в свердловині знаходиться рідина глушіння з високою питомою вагою. Тому, навіть при відкачці рівня рідини і свердловини на величину напору насоса пласт не повністю включається в роботу. При глушіння задавочная рідина проникає в ПЗ свердловин утворюючи водонафтової емульсію водність якої у декілька разів вища в'язкості нафти. Водо-нафтова емульсія знижує приплив рідини з пласта в свердловину в період виведення ЕЦН на заданий технологічний режим роботи. Вище викладені причини призводять до того, що в момент освоєння ЕЦН зриває подачу, незважаючи на те, що ця ж установка стабільно працювала до підземного ремонту. Крім того, при освоєнні свердловини шкідливіше вплив роблять наступні фактори: погіршення охолоджування двигуна з-за відкачування рідини з стовбура свердловини, коли приплив зі свердловини менше. Велике завантаження електродвигуна за потужністю в слідстві відкачування задавочной рідини має високу питому вагу і низькі смазовающіе властивості. Через залишкової водо-нафтової емульсії в стовбурі свердловин залишається після глушіння в деяких випадках відбувається зрив подачі насоса при порівняно високому динамічному рівні в свердловині - ймовірність роботи насоса з зворотним обертанням. Пуск установок в роботу без обліку перерахованих фактів, що ускладнюють умови роботи ЕЦН в початковий період, призводить до виходу їх з ладу за кілька годин або діб роботи. Двигун, ізоляція якого була перегріта при освоєнні, знижує тривалість терміну служби в кілька разів. Для виключення вищевикладеного встановлюються додаткові вимоги та запуску свердловини після підземного ремонту, що є основною технічною операцією по роботі з УЕЦН після підземного ремонту. В основі цієї операції полягає залежність між продуктивністю насоса ЕЦН і перепадів Р1, яке створюється на пусковому штуцері. Діаметри прохідних перерізів штуцерів розраховуються в залежності від типорозмірів установки. При пуску ЕЦН в роботу повинні бути дані: -Типорозміри установки; -Тип ПЕД його номінальний струм і напругу; -Діаметр пускового штуцера; -Глибина спуску установки; -Діаметр експлуатаційної колони і НКТ; -Питома вага і об'єм рідини глушіння; -Статичний рівень глушіння свердловини. Після запуску необхідно дочекатися появи подачі і одночасно контролювати за допомогою ехолота зниження динамічного рівня. Час необхідний для підйому рідини з свердловини після запуску установки від статичного рівня і розраховується за формулою: Т = НСТ Х КНКТ / QПОЛ де Т-час, необхідний для підйому рідини з свердловини після запуску і установки, с; НСТ - статичний рівень, м КНКТ - коефіцієнт, що залежить від обсягу 1п.м. НКТ, рівний 2л / л для НКТ Ф2 "або 3л / м - для НКТФ3" QПОЛ-номінальна продуктивність даної установки Наприклад, для УЕЦН - 80 (QНАМ = 1,0 л / с) при НСТ = 200м розрахунковий час приходу подачі скласти при Ф НКТ 2 "- 400с при Ф НКТ 2,5" - 600С Висновок свердловинний режим здійснюється наступним чином: 1. Після запуску дати відпрацювати установці не більше однієї години контролюючи Ндін через кожні 10-15 хвилин. Під час освоєння свердловин не допускається зниження динамічного рівня глибше оцінки, що відповідає при перерахунку на гідростатичний тиск мінімально допустимому тиску на прийомі насоса. Після цього необхідно УЕЦН відключити для охолодження ПЕД, тому що в початковий період освоєння відкачується рідини, розташованої вище приймальні сітки насоса і двигун не охолоджується. 2. Проконтролювати ехолотом темп відновлення рівня в свердловині. Якщо рівень не відновлюється, то повторний запуск дозволяється проводити через 1,5 години. 3. Знову дати відпрацювати установці не більше 1 години і проконтролювати відновлення рівня. 4. По темпу відновлення рівня обчислити швидкість рідини, що охолоджує ПЕД, при якій він буде працювати при наступних включеннях. 5. Порівняти отримане значення з допустимою для даного двигуна швидкістю охолодження. Якщо темп відновлення менше допустимого, то після включення установка повинна працювати не більше 1 години з наступним включенням і витриманою не менше 1,5 години до наступного пуску. 6. Якщо темп відновлення рівня буде не менш величини, зазначеної в таблиці № 3, то час подальшої роботи буде залежати тільки від темпу зниження дінаміческ5ого рівня. 7. Під час освоєння свердловини необхідно визначити продуктивність установки по лічильнику на ГЗУ на ручному режимі, при неможливості розмірі на ГЗУ, дебіт контролює приладом ПКПС-2, а при визначається за штуцера. 8. При освоєнні свердловини оператору технологічної групи необхідно щодня виконувати перераховані вище пункти, простежувати зниження динамічного рівня. 9. У разі якщо свердловина більше 3 діб не виходить на режим, то її подальше освоєння можливо за програмою. 10. У разі виходу свердловин на режим, голова ЦДНГ у присутності представника ЦБПО ЕПП проводить контрольні заміри дебіту (при необхідності встановлює штуцер) динамічного рівня, затрубного, лінійного буферного тиску. Всі дані вимірів заносяться в гарантійний паспорт і бланк освоєння свердловини під розпис обох представників. 11. Бланк освоєння складається в 2-х примірниках і затверджується начальником видобутку НГВУ. Один примірник підшивається до справи свердловини, інший передається в ЦБПО ЕПП. 2.9 Висновки та пропозиції За даними показниками роботи фонду в ТПДН «Муравленковскнефть» на Муравленковском родовищі виявлено, що: родовище знаходиться у стадії зменшення видобутку нафти; у 2003 році по родовищу в цілому вдалося стримати темпи падіння рівня видобутку нафти при нарощуванні видобутку рідини; родовище характеризується низьким коефіцієнтом використання видобувних свердловин - 57%, в бездіяльності і консервації знаходиться 43% експлуатаційного фонду видобувних свердловин; коефіцієнт експлуатації діючого фонду становить 96%, а коефіцієнт використання всього 59%; На родовищі виявлено оптимальне забойное тиск рівне 0,8-0,9 МПа У свердловинах з перевищує забійними тиском від оптимального слід зробити заміну насоса на насос більшою продуктивністю (за умови, що дана свердловина не обводнена більше 85%). У разі якщо свердловина не задовольнять встановленим параметрам, а критичне значення коефіцієнта подачі, то насос міняють на насос більшою продуктивністю. Якщо ж забойное тиск свердловини нижче оптимального вибійного тиску, то цю свердловину слід перевести на інший механізований спосіб експлуатації. Якщо ж у свердловинах виявлено високу прояв газу (50% і більше) то до установки спущеної в свердловину встановлюють газосепаратори, для особливого відділення газу від рідини і виведення його в засурмив. З метою зниження передчасних ремонтів через відкладення солей пропонується: а) добір ефективних інгібіторів солеотложеній; б) впровадження УЕЦН з робочими колесами з угленаполненного поліаміду на свердловинах, схильних до відкладення солей. З метою зниження передчасних ремонтів через відкладення АСПО: а) проводити аналіз і підбір реагентів по боротьбі з АСПО; б) виробляти отчистки експлуатаційної колони при проведенні ВРХ, ПРС; в) впроваджувати НКТ з полімерними покриттями БМЗ; г) виробляти переклад фонду свердловин, утвореного малопродуктивними УЕЦН, на високопродуктивні ШСН з впровадженням скребків-центраторів. З метою зниження ремонтів через засмічення УЕЦН: а) обладнати всі автоцистерни фільтрами; б) впроваджувати ЕЦН після ВРХ тільки після промивання вибою свердловини з допуском НКТ; 3. Охорона праці та протипожежна безпека 3.1 Охорона праці і техніка безпеки свердловин, обладнаних УЕЦН Основним напрямком роботи по охорона праці в підземний ремонт, є виконання організаційно-технічних заходів, спрямованих на забезпечення безпечних і здорових умов праці, зміцнення виробничої і трудової дисципліни. Перед допуском до робочого місця в обов'язковому порядку приводиться інструктаж. Інструктаж проводить майстер або інженер з техніки безпеки. Інженер по ТБ стежить за: дотримання правил безпеки; правильною організацією та безпечним веденням робіт, технологічних процесів, технічним станом і правильною експлуатацією машин та обладнання; станом санітарно-гігієнічних умов та застосуванням засобів захисту; дотримання графіків вимірів параметрів повітряного середовища, рівнем шуму, шкідливих випромінювань і інше; забезпеченням робочих спецодягом, спец обов та іншими засобами індивідуального захисту; правильним веденням документації з питань охорони праці; контролюється проведення медоглядів робітників шкідливих професій. Інженер по ТБ ЦП і КРС при недотриманні норм безпеки відсторонюється від роботи осіб допустили порушення. Роботи з ПРС дуже трудомісткі, пов'язані з небезпеками і вимагають особливої уваги. ТБ у підземний ремонт повністю залежить від правильного користування обладнанням з інструментами, правильної підготовки робочого місця з додержанням установленої технології ведення побуту. Для безпечного ведення робіт кожен працівник підземний ремонт повинен знати: правила поводження з устаткуванням та інструментами, правильно підготувати робочий майданчик і під час роботи правильно користуватися механізмами. Більшість нещасних випадків за підземний ремонт відбувається при спуско-підйомні операції. Перед початком робіт необхідно оглянути елеватори. У елеваторів може бути несправність замку. Потрібно перевірити, чи щільно закривається замок. Завантажений елеватор з несправним замком неминуче призведе до аварії. Бригада з ремонту свердловин повинна повністю бути забезпечена спец. одягом, взуттям та індивідуальними засобами захисту. При роботі в газовому середовищі і з токсичними реагентами, персонал повинен мати індивідуальні протигази і насолоджуватися ними користуватися. Порядок виконання робіт визначають правила та інструкції по ТБ. Вишки і щогли повинні бути укріплені не менше ніж 4 відтяжками зі сталевого каната Д не менше 16 мм з гвинтовими стяжками для ліквідації утворюються слабини. Відповідальність за забезпечення охорона праці покладено на дирекцію НГВУ, керівників учасників і підрозділів. Безпека робіт в цеху зобов'язаний забезпечити начальник цеху, який відповідає за правильну організацію праці, трудову дисципліну, навчання робітників і ІТП правилами безпеки і дотримання їх усіма працюючими. Він також зобов'язаний стежити за безпекою транспортних і пішохідних шляхів, будівель і споруд, повинен зареєструвати контрольовані Держгіртехнаглядом установки, своєчасно розслідувати і реєструвати нещасні випадки, аварії і пожежі. Майстер виробничого ділянки зобов'язаний організувати проведення всіх робіт у точній відповідності до вимог технології та правил безпеки, проводити у встановлені терміни інструктаж робітників з безпечних методів роботи, здійснювати контроль за справністю і правильною експлуатацією обладнання, інструменту, пристосувань, огороджувальних та запобіжних пристроїв. Також він повинен стежити за тим, щоб робочі користувалися спец. одягом і захисними пристосуваннями, за роботою санітарно-побутових та протипожежних пристроїв, за чистотою і порядком, брати участь у розслідуванні причин кожного нещасного випадку та гострого профотруєнь, а також у розробки заходів щодо їх попередження. 3.2 Протипожежний захист Нафта, її продукти і газ можуть займатися від безпосереднього впливу полум'я, дотику розпечених предметів, іскри, дії променистої енергії, хімічної реакції. Тому особливо ретельно виконуйте вимоги пожежної безпеки, перебуваючи на території підприємства. Виробництво вогневих робіт у загазованих місцях та біля них допустимо тільки при дотриманні правил безпеки і з пожежної охорони. Не можна виробляти відігрівання нафтопроводів, засувок на них та іншого обладнання на свердловині джерелами відкритого вогню (факелом, багаттям, паяльною лампою). Відігрівайте тільки парою або гарячою водою. Не можна користуватися відкритим вогнем для освітлення. Для цього застосовуйте прожектори, акумуляторні ліхтарі, електричні світильники у вибухозахищеному виконанні. Забороняється мити обладнання, машини, механізми бензином та іншими легкозаймистими рідинами. Випадково пролиті, слина нафтопродукти негайно збирайте, а забруднені мазутом місця зачищайте і засинайте свіжим грунтом чи піском. Не допускайте захаращення своїх робочих місць у виробничих приміщеннях, а також проходів та проїздів, так як при пожежі захаращеність приміщень може перешкодити евакуації людей. Тримайте у чистоті всю територію об'єкта, регулярно очищайте її від сухої трави, опалого листя і різних виробничих відходів. Для опалення культбудкі користуйтеся тільки закритими електроприладами. Електропроводи і електроприлади тримайте в справності та уникайте від перевантаження. Слід мати на увазі, що використаний обтиральний матеріал являє собою небезпеку. Промаслені ганчірки, дрантя під дією кисню повітря окислюються, нагріваються і набувають здатність самозайматися. Тому зберігайте весь використаний обтиральний матеріал тільки в спеціальних металевих ящиках з кришкою. Крім того, щоб уникнути загоряння, не стирайте забруднену спецодяг у бензині, нафта. Не сушіть, облиту нафтою спецодяг, у виробничих або побутових приміщеннях, на батареях центрального опалення. Здавайте їх у хімчистку. Палити дозволяється тільки в спеціально відведених місцях. Ви вже знаєте, що запалена у недозволеному місці сірник, кинута тліюча сигарета, можуть стати причиною вибуху або пожежі. Якщо виникла пожежа, викличте пожежну команду і негайно приступайте до гасіння пожежі. Вихід пожежі багато в чому залежить від того, наскільки своєчасно був помічений вогнище його і викликана пожежна команда. 4. Охорона надр і навколишнього середовища 4.1 Охорона надр і навколишнього середовища в умовах ВАТ «Сибнефть» Під охороною надр розуміють здійснення комплексу заходів, що запобігають відкрите фонтанування; гріфонообразованіе і обвали стовбурів свердловин; втрати нафти з-за низької якості розтину бурінням продуктивних пластів і передчасного обводнення або дегазація їх у процесі розробки; передбачають ізоляцію один від одного нафтових, газових і водоносних пластів ; забезпечення герметичності колон і високої якості їх первинного цементування; підтримки свердловин в хорошому технічному стані в процесі їх експлуатації шляхом своєчасного та якісного проведення ремонтних робіт. У процесі експлуатації родовищ тривалий закачування води в продуктивні пласти підтримки пластового тиску призводить до помітного зменшення мінералізації пластової води і концентрації хлоридів і збільшенню концентратів сульфатів. Закачування в пласт прісних, промислових, стічних і морських вод їх змішання змінюють хімічний склад пластових вод. Основні джерела забруднення наземних і підземних прісних вод в районах видобутку нафти: скидання промислових стічних вод на поля випаровування; скидання стічних вод у поверхневі водойми та водостоки; розливи промислових стічних вод при прориви водоводів; потрапляння поверхневих стоків нафтопромислів в наземні води; перетік високомінералізованих вод глибинних горизонтів у прісноводні горизонти через не герметичності колон свердловини, потрапляння вод у прісноводні горизонти при порушенні герметичності нагнітальних і поглинаючих свердловин. Заходи з охорони надр повинні забезпечувати, перш за все, надійну ізоляцію продуктивних і водоносних горизонтів в процесі цементування. Велику роботу треба проводити з охорони надр при ремонтах і обробках свердловин. Наприклад, при ремонтно-ізоляційних роботах із застосуванням тампонажних розчинів, необхідно запобігти потрапляння різних хімічних продуктів через негерметичність колон у верхні водоносні горизонти. Для запобігання цього попередньо колону обпресовують і, при необхідності, проводять роботи з ліквідації негерметичності. Для запобігання перетоку технологічних рідин в незаплановані горизонти по негерметичному цементному кільцю перед ремонтом або обробкою привибійної зони провадять геофізичні дослідження і встановлюють напрям і обсяг перетоку. Потім проводять ремонт цементного кільця. Сероводородсодержащих пластову воду, використовують для глушіння свердловин та інших технологічних потреб, перед її збиранням в накопичувачі нейтралізують. Після нейтралізації сірководню пластова вода повинна бути нетоксичного та придатною для глушіння, промивання і доливання свердловини. Під охороною навколишнього середовища розуміють запобігання забруднення біологічних, земельних, водних ресурсів та повітряного басейну. У районах розміщення промислових підприємств нафтової галузі забруднення грунту і почвогрунтов відбуваються при розливах нафти, нафтопродуктів і нафтопромислових стічних вод, що містять різні хімічні реагенти, використовувані в технологічних процесах. Наприклад, за рахунок забруднення нафтою в грунті різко зростає величина співвідношення вуглець-азот. Це погіршує азотний режим грунтів і порушує кореневе живлення рослин. Грунт самоочищається дуже повільно шляхом біологічного розкладання нафти. У районах нафтовидобутку, особливо при будівництві трубопроводів, тимчасових доріг, ліній електропередач, майданчиків під майбутні селища, порушення природної рівноваги спостерігається при облаштуванні покриву грунту. У нафтовій промисловості широко застосовують поверхнево-активні речовини ПАР при різних технологічних процесах. У той же час ПАР навіть у малих дозах негативно діють на мешканців водойм і рослинний світ. При закачуванні ПАР в пласти може відбутися забруднення пластових і промислових стічних вод, а так само грунту. У районах видобутку нафти атмосфера забруднюється сірчистими сполуками в результаті спалювання мінерального палива в стаціонарних установках. Спалювання мазуту забруднює атмосферу пилом, кіптявою, оксидами вуглецю, сірки, сполуками миш'яку та іншими шкідливими речовинами. Джерела таких домішок різні двигуни внутрішнього згоряння, дрібні котельні та інші паливні установки. Для охорони земель нафтовидобувними підприємствами проводять такі заходи: - Запобігання потрапляння в грунт і почвогрунт різних хімічних реагентів, що використовуються в технологічних процесах: - Ліквідація комор нафти у свердловин, збірних пунктів, головних споруд і установок підготовки нафти; - Скорочення розмірів земельних ділянок під будівництво нафтопромислових об'єктів за рахунок застосування прогресивних методів будівництва промислових об'єктів, комплексних блокових установок, кущового буріння; - Скорочення аварій у видобутку нафти і бурінні за рахунок суворого виконання планово-попереджувальних ремонтів обладнання, застосування засобів і методів запобігання корозії. На нафтопромислах при розливі ПАР на грунт його спалюють. При ремонті свердловин у заплавних зонах природних водойм розробляють додаткові заходи, що запобігають забрудненню грунтів та паводкових вод шкідливими речовинами і виробничими відходами. - При аварійних розливах промислові стоки з шкідливими речовинами відразу ж збирають у приймачі та нейтралізують їх на місці. Речовини, які добуваються при очищенні резервуарів, апаратів і комунікацій закопують в місцях, зазначених місцевими органами пожежного та санітарного нагляду. Після закінчення ремонту свердловини очищають, забруднені нафтою і хімічними реагентами ділянки навколо свердловини, засипають комори для шламу. Шлам виводять спеціальним транспортом з металевою ємністю або контейнером. У процесі ремонту свердловини і після його завершення побутової і виробничий сміття збирають і вивозять в місця звалища, узгоджені із землекористуванням. Частина сміття спалюють або засипають у шламових коморах перед їх ліквідацією. Список використаних джерел Технологічна схема дослідно-промислової розробки Муравленковского родовища, СібНІІНП, Тюмень, 1980 Проект розробки Муравленковского родовища, СібНІІНП, Тюмень, 1989 Звіт про науково-дослідній роботі. Технологічна схема розробки Муравленковского родовища, СібНІІНП, Тюмень, 1990 Звіт про науково-дослідній роботі. Проект Розробки Муравленковского родовища, СібНІІНП, Тюмень, 1996 Авторський нагляд за поточним станом розробки і реалізацією проектних рішень на родовищах розроблюваних ВАТ «Сибнефть-Ноябрьскнафтогаз» за 2003 рік (Муравленковское родовище), ВАТ «СібНІІНП», Тюмень, 2004 Звіт технологічної служби ТПДН «Муравленковскнефть» за 2003 рік, ТПДН «МН», Муравленко, 2004 Матеріали VIII Всеросійської технічної конференції «Виробництво та експлуатація УЕЦН», Алмет'евськ, 2-4 листопада 2002 Матеріали VII Всеросійській технічної конференції «Виробництво та експлуатація УЕЦН», Алмет'евськ, 2000 Вплив солеотложенія на роботу насосного обладнання у ВАТ «Юганскнефтегаз» / В.В. Рагулін, Є.Ф. Смолянец, А.Г. Михайлов / / нафтопромислове справу. - 2001, - № 7. - С. 23-26 Каплан Л.С., Семенов А.В., Разгоняєв Н.Ф. Експлуатація ускладнених свердловин відцентровими електронасосами. - М.: Недра, 1994, - 190 Збірник регламентів та положень на ремонт, обслуговування і експлуатацію свердловин з УЕЦН, ВАТ «Сибірська Нафтова компанія» ВАТ «Сибнефть-Ноябрьскнафтогаз», Ноябрьск, 2001 Матеріали IХ Всеросійської технічної конференції «Виробництво та експлуатація УЕЦН», Алмет'евськ, 2000 Довідкова книга з видобутку нафти. Під ред. д-ра техн. наук Ш.К. Гіматудінова. - М.: Недра, 1974, - 704 с. Девлікамов В.В., Зейгман Ю.В. Техніка і технологія видобутку нафти. - Уфа: ННІ, 1987, - 116 с. Звіт про економічну діяльність ТПДН «Муравленковскнефть» за 1996 рік, ВАТ «Сибнефть-Ноябрьскнафтогаз», Ноябрьск, 1997 Зубарєва В.Д., Колядов Л.В., Андрєєв А.Ф. Задачник з економіки нафтової і газової промисловості: Учеб. посібник для вузів. - М.: Надра, 1989. - 192 с. Шматов В.Ф., Малишев Ю.М. Економіка, організація і планування виробництва на підприємствах нафтової і газової промисловості. - М.: Недра, 1990 Охорона праці в нафтовій та газовій промисловості / М.М. Сулейманов, Т.С. Газарян, Е.Т. Маявелян, А.Б. Тимощук. - М.: Надра, 1980. - 392 с. Зейгман Ю.В., Гумеров О.А., Генералов І.В. Вибір обладнання та режиму роботи свердловин з установками штангових і електроцентробежних насосів: Учеб. посібник. - К.: Вид-во УГНТУ, 2000. - 120 с.
Додати в блог або на сайт
Цей текст може містити помилки. Виробництво і технології | Диплом 282.6кб. | скачати
Схожі роботи: Аналіз прибутку і рентабельності роботи підприємства на прикладі філії ВАТ МПООТ Завод друкованих плат 2 Аналіз прибутку і рентабельності роботи підприємства на прикладі філії ВАТ МПООТ Завод друкованих плат Формування бюджету ВАТ Сибнефть Тюментнефтепродукт Методи і аналіз нелінійного режиму роботи системи ПАП Метод фазової площини Організація роботи відділу по зв`язках з громадськістю на прикладі ВАТ Синарський трубний завод Шляхи підвищення ефективності роботи банку з фізичними особами на прикладі ВАТ Приорбанк ВАТ Белагропромбанк його характеристика та аналіз роботи ВАТ Пров його характеристика та аналіз роботи ВАТ Белагропромбанк його характеристика та аналіз роботи
|