Запуск и вывод на режим скважин, оборудованных УЭЦН

 

Перед запуском скважины с УЭЦН должна быть обеспечена исправность оборудования:

- устьевая арматура должна иметь работоспособные обратный клапан и задвижку между затрубным пространством и выкидной линией; исправные задвижки и манометры; патрубок для эхолотирования со свободным доступом к нему; пробоотборный кран на выкидной линии и др.;

- работоспособная замерная установка' " Спутник ";

- должна быть проверена герметичность с помощью агрегата ЦА-320 насосно-компрессорных труб и сальникового уплотнения в кабельном вводе фонтанной арматуры.

На момент запуска УЭЦН в эксплуатационном паспорте УЭЦН (далее по тексту - ЭП) должны быть заполнены все строки разделов. Запуск и вывод на режим скважины с УЭЦН осуществляется бригадой в составе:

- оператор по добыче нефти (с разрядом не ниже 4-го);

- электромонтер ЭМЦ (с разрядом не ниже 4-го);

- оператор ЦНИПР (с разрядом не ниже 4-го).

Оператор по добыче нефти выполняет все необходимые операции с устьевой арматурой, коллектором, АГЗУ " Спутник", обеспечивает контроль за величиной подачи из скважины и передачу данных диспетчеру (технологу) ЦДНГ. Совместно с электриком ЭПУ определяет правильность направления вращения привода ПЭД. В зимнее время осуществляет отогрев фонтанной арматуры, коллектора до АГЗУ Спутник и АГЗУ Спутник. Сразу после запуска УЭЦН отбирает устьевую пробу жидкости на содержание мехпримесей. В случае недопустимо, высокого содержания мехпримесей- 1000 мг/л и более, установка отключается и производится промывка скважины нефтью, силами ПРС. В э/п записывает величину замера Qж, либо причину невозможности замера, работоспособность обратного клапана фонтанной арматуры, давление опрессовки системы НКТ+обр. клапан ЭЦН, время до появления подачи. В течение одного часа после запуска контролирует работу УЭЦН совместно с электриком ЭПУ и оператором ЦНИПР.

Электромонтер ЭМЦ производит запуск УЭЦН, обеспечивает нормальное функционирование станции управления, работоспособность защит. Совместно с оператором по добыче нефти и оператором ЦНИПР определяет правильность направления вращения привода ПЭД, при необходимости производит смену направления вращения привода ПЭД и заполняет соответствующую графу в ЭП. В течение одного часа после запуска УЭЦН контролирует функционирование СУ и работоспособность защит.

Оператор ЦНИПР делает замер статического уровня, после запуска установки ведет контроль за снижением динамического уровня, по которому определяет производительность насоса, правильность направления вращения привода ПЭД (принимая, что сразу после запуска притока из пласта нет и отбор жидкости идет из затрубного пространства). Производит вывод скважины на режим, при необходимости, после 3-й откачки, снимает КВУ, прослеживает основные параметры работы УЭЦН (1р, Qж, Рб, Рз, Ндн ) во время всего вывода скважины на режим, заполняет соответствующую графу в ЭП.

Ответственность за вывод на режим, своевременное отключение насосной установки при нештатных ситуациях, либо запуск при неготовности оборудования, (неисправность АГЗУ " Спутник", негерметичность обратного клапана ЭЦН, обратного клапана на затрубье и др.) лежит на технологической службе ЦДНГ. Решение о способе вывода на режим или остановке насоса для устранения выявленных неполадок принимает ведущий технолог ЦДНГ совместно с мастером ЦНИПР. Целью операции по выводу скважины УЭЦН на режим является обеспечение работоспособности УЭЦН в начальный период ввода скважины в эксплуатацию после ремонта и недопущение нештатных режимов работы, способных сократить ресурс УЭЦН, либо вообще преждевременно вывести УЭЦН из строя.

Основная задача состоит в недопущении перегрева ПЭД удлинителя кабеля и обеспечении отключения УЭЦН при перегреве, или срыве подачи. С этой целью в ближайшее после запуска время осуществляется регулярный контроль за величиной подачи из скважины и темпом снижения динамического уровня на основании чего для конкретного промежутка времени определяется величина притока из пласта, являющегося охлаждающим фактором для погружного электродвигателя и УЭЦН в целом. Основным при выводе на режим является способ ускоренной откачки задавочной жидкости и снятия тем самым противодавления на пласт. При этом применительно к низко дебитным скважинам, в случае откачки уровня и невыходе в первый период на режим работы, практикуют чередующийся сразу же после восстановления уровня повторные циклы откачки. В качестве вспомогательного способа вывода на режим, для скважин с неустойчивым коллектором и интенсивными пескопроявлениями может быть применен метод частичного штуцирования сразу же после запуска УЭЦН для недопущения быстрого темпа увеличения депрессии на пласт из-за опасности обильного выброса в этот период мех примесей вместе с пластовой жидкостью. При таком способе вывод на режим выполняется силами ЦДНГ и ЦНИПР. Оценка величины охлаждающего ПЭД потока, равного притоку из пласта определяется в процессе вывода на режим как разность между общим замером по АГЗУ " Спутник" и темпом откачки (объемным расходом) жидкости из затрубного пространства, определяемым по таблице 3.

Величина динамического уровня в скважине определяется с помощью эхолота. При невозможности применить эхолот, для приблизительной оценки величины динамического уровня может быть использован метод опрессовки. Он заключается в кратковременном, не более чем на 3 минуты перекрытий задвижки на выкидном манифольде фонтанной арматуры и снятии давления на буфере. При необходимости этим методом можно воспользоваться, когда динамический уровень уже значительно снижен (не менее чем до 700÷ 800 м) с тем, чтобы при перекрытии задвижки буферное давление не возрастало более опасных пределов 60 атм. Необходимо иметь в виду, что метод опрессовки дает хорошую сходимость при откачке насосом дегазированой жидкости, например, раствора глушения при первых циклах откачки. Величина динамического уровня тогда может быть определена по формуле:

 

Ндин. = Но- (10 Ропр + 10 Рзатр), метры

 

где: Но - напор, развиваемый насосом на закрытую задвижку (паспортные данные), γ - удельный вес откачиваемой жидкости,

Рзатр - давление газа в затрубном пространстве, атм.

 

Скважина считается выведенной на режим, если результаты 3-х измерений динамического уровня, выполненных с интервалом в 30 мин., близки по значению (+/-50 метров), либо наблюдаются повышение уровня при равенстве заверенных дебитов по ГЗУ в пределах рабочей характеристики насоса. Исключением может быть случай применения газосепаратора.

Циклом откачки считается снижение динамического уровня до значений, близких к срыву подачи насоса. Не допускается откачка уровня ниже, чем 300 м над приемом УЭЦН. После появления водо – газо – нефтяной смеси на выходе УЭЦН, снижение динамического уровня не допускается ниже 400 – 600 м. над приемом насоса (в зависимости от % Н20). Если скважина после 3-го цикла не выходит на режим, она подлежит дальнейшему довыводу силами ЦДНГ и ЦНИПР путем штуцирования, либо переводу на периодический режим работы, после снятия КВУ и определения продолжительности циклов откачки и наполнения. Для установления программного режима ЦДНГ подает соответствующую заявку в ЭМЦ. При регулировании производительности насоса путем штуцирования, не допускается снижать подачу более чем на 30% от номинальной величины.

При достаточном для охлаждения ПЭД притоке из пласта дальнейший вывод на режим производится согласно вышеуказанному положению. При недостаточном притоке, производится остановка УЭЦН на 30 минут, для охлаждения ПЭД. После этого цикл повторяется до появления притока из пласта. При невозможности длительного пребывания на скважине обслуживающего персонала, для периодического отключения на охлаждение ПЭД (в низкодебитных скважинах) применяются программные блоки управления БРГ, функционирующие в режиме: 2 часа работы и 30 минут остановки, учитывая при этом, что оценка необходимости охлаждения ПЭД (замер Ндн и Qж через 15 минут) на этих скважинах должна быть произведена не позднее, чем через 3 цикла работы в автоматическом режиме. Если по каким либо объективным причинам нет возможности произвести контрольную оценку работы скважины через 3 цикла работы в данном режиме, необходимо это сделать не позднее указанного времени. В зимнее время в случаях длительной.осгановки скважины на приток должны быть приняты меры против замораживания коллектора.

 

Список литературы

1. «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». – РД 08-200-98 с изм. и доп.ПБИ 08-375(200)-00.
2. «Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов». ПБ 10-382-00.
3. «Правила устройства и безопасной эксплуатации подъемников (вышек)». ПБ 10-256-98.
4. «Учебные планы и программы для профессиональной подготовки и повышения квалификации рабочих на производстве» – М., 2004.
5. А.В.Беззубов, В.Н.Шаров, В.И.Дубовой, «машинист насосной станции по закачке рабочего агента в пласт» - М., Недра, 1997.
6. А.Т.Нагиев, В.В.Жеребцов, В.Б.Мазепа, «Справочник мастера по добыче нефти и газа» - Ноябрьск., 2004.
7. В.В.Андреев и др., «Справочник по добыче нефти и газа» - Уфа, 2000.
8. В.Н.Васильевский, А.И.Петров, «Техника и технология определения параметров скважин и пластов» - М., Недра, 1989.
9. Г.В.Молчанов, АГ.Молчанов, «Машины и оборудование для добыче нефти и газа» - М., Недра, 1984.
10. И.М.Муравьев и др., «Справочник по добыче нефти и газа» Т.2, М., - 1959.
11. К.В.Иогансен, «Спутник буровика» - М., Недра, 1990.
12. Методическое руководство по технологии проведения и методике интерпретации гидродинамических исследований скважин на объектах ОАО «Сибнефть – Ноябрьскнефтегаз» - М., 2001.
13. Н.А.Гукасов, «Механика жидкости и газа» - М., Недра, 1996.
14. Регламент на проведение работ по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин с помощью гелеобразующих композиций - Ноябрьск, 2001.
15. С.А.Махмудов, «Монтаж, эксплуатация и ремонт скважинных штанговых насосных установок» - М., Недра, 1987.
16. Технология повышения нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири. АО «Химеко-ГАНГ» - М., 1997.
17. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» - от 21.07.97 № 1160Ф3.
18. Федеральный закон «Об обязательном социальном страховании от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний» - от 24.07.98 № 125-ФЗ.
19. Ю.В.Вадецкий, «Бурение нефтяных и газовых скважин» - М., Недра, 1993.

 

 

⇐ Предыдущая6789101112131415

Поделиться: