Мероприятия, осуществляемые на промысле по увеличению межремонтного периода работы скважин

 

▪  при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, с осложненными условиями (вынос КВЧ, отложение соли или парафина) необходимо проводить профилактические мероприятия по очистке и защите погружного оборудования от механических примесей, соли или парафина. Способ и периодичность мероприятий устанавливается ведущим технологом ЦДНГ по согласованию с начальником ОРМФ с разработкой и утверждением графика производства работ;

▪  основные распространённые работы по защите и удалению механических примесей, соли или парафина проводимые в ООО «РН-Пурнефтегаз»:

▪ для удаления механических примесей из УЭЦН – прямая, обратная или комплексная промывка УЭЦН технологическими жидкостями (в зависимости от наличия обратного клапана на выкиде УЭЦН);

▪ для защиты от солеотложений  внутренних органов насоса – постоянная подача хими-ческого реагента в затрубное пространство скважины на приём УЭЦН с помощью УДЭ;

▪ для удаления солеотложений  с внутренних органов насоса –  прямая, обратная или комплексная  химическая промывка УЭЦН (в зависимости  от наличия обратного клапана  на выкиде УЭЦН);

▪ для предотвращения отложения солей на погружном оборудований - периодическая закачка химического реагента через систему поддержания пластового давления (ППД);

▪ для удаления парафиноотложений  с внутренних органов насоса и  полости НКТ – пря-мая или  обратная промывка горячей нефтью (не более 80°С в зависимости от наличия об-ратного клапана на выкиде УЭЦН);

▪ для удаления парафиноотложений  из внутренней полости НКТ – спуск шаблона (механический скребок) в колонну НКТ или применение электронагревателей различных принципов действия;

▪  при длительных остановках УЭЦН в процессе эксплуатации (более 3-х суток) запуск в работу необходимо производить с выводом  на режим с 

 

контролем параметров работы установки (динамического уровня, дебита, давления затрубного, буферного и линейного, рабочего тока, сопротивления изоляции и напряжения). Для каждой скважины, период времени в течение, которого УЭЦН был остановлен, после которого необходимо производить повторный вывод на режим определяется индивидуально по мощностным характеристикам пласта. После каждого снятия параметров работы УЭЦН производить расчёт притока из пласта, сравнивая полученные результаты с необходимым минимальным притоком из пласта для охлаждения ПЭД, прекращают контроль  работы УЭЦН только после выхода скважины на установившийся режим работы.

▪  поддерживать в  порядке кабельные эстакады, площадки для размещения наземного оборудования УЭЦН, подъездные пути к ним.

▪ Ответственность за качество эксплуатации скважин с УЭЦН возлагается на начальника ЦДНГ.

 

В процессе эксплуатации скважины оборудованной УЭЦН необходимо:

▪ два раза в месяц силами ЦДНГ или ООО «Cиам-Мастер» производить  снятие динамограммы, с последующей  расшифровкой и принятием мер.

▪ два раза в месяц производить  замер дебита жидкости, динамического  уровня, линейного и затрубного давлений, опрессовку насосом. При необходимости производить промывку горячей нефтью или водой.

▪ отбирать пробы на обводнённость  и КВЧ не менее 4-х раз в месяц.

Все данные исследований заносятся  в эксплуатационный паспорт установки. Кроме того, в паспорте отмечаются все изменения в работе ШГН: остановки и запуски, изменение числа качаний, хода плунжера, замена электродвигателя и станции управления и др.

Снижение подачи более чем на одну треть или полное прекращение  подачи служит основанием для подъема насоса из скважины (в случае если

 

 

предварительно проведенный комплекс мероприятий не дал положительного результата).

Окончательное решение  о прекращении работы ШГН принимает  ведущий технолог ЦДНГ. Перед остановкой скважины обязательно снимается динамограмма для определения предварительной причины отказа, которая вместе с расшифровкой прикладывается к паспорту установки.

В паспорт установки заносятся  интервалы отложений АСПО на штангах  и НКТ (начало и конец интервала), а также глубина на которой замечены потертости штанг об НКТ (работа оборудования в кривизне). Обязательной отметке в паспорте подлежат все отклонения от нормы в состоянии подземного оборудования.

Демонтированный ШГН  снаружи очищается от нефти, парафина, грязи и передается представителю  ремонтной организации вместе с  полностью заполненным паспортом.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

         3 Причины остановок скважин и влияние осложняющих факторов на       

         работу глубинно-насосного оборудования

 

В процессе добычи нефти механизированным способом, выявляется ряд сопутствующих факторов, которые осложняют работу подземного оборудования. В таблицах №1 и №2 представлены осложнения присутствующие на Комсомольском месторождении ООО «РН-Пурнефтегаз».

 

Таблица 2 - Матрица осложнений по фонду УЭЦН

 

 

 

                                       В таблице 2 представлены основные осложнения являющиеся преобладающими и смешенные, где помимо основного присутствуют дополнительные, выраженные слабее

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                          Рисунок 5 - Количество скважин оборудованных УЭЦН с осложнениями и средняя наработка на отказ по данному фонду

 

На рисунке 5 представлены группы скважин по видам осложнений и средняя наработка на отказ УЭЦН относящихся к этим группам. Видно, что наиболее распространенные осложнения это вынос пластового песка и отложение парафина на внутренней, а по некоторым скважинам и на внешней поверхности (на скважинах фонтанирующих по затрубью) НКТ.

 

Таблица 3 - Матрица осложнений по фонду УШГН

 

Вид  осложнений		По виду осложнений				Смешанные осложнения
Мех. примеси
Соль
АСПО
Газ
Количество УШГН с осложнениями		64	8	28	25	6	3			10	15	3	5	1

 

 

 

В таблице 3 представлены основные осложнения являющиеся преобладающими и смешенные, где помимо основного присутствуют дополнительные, выраженные слабее

 

 

 

                                                      Рисунок 6 - Количество скважин оборудованных УШГН с осложнениями и средняя наработка на отказ по данному фонду

 

На рисунок 6 представлены группы скважин по видам осложнений и средняя наработка на отказ УШГН относящихся к этим группам. Видно, что наиболее распространенные осложнения это вынос пластового песка и отложение парафина на внутренней, а по некоторым скважинам и на внешней поверхности (на скважинах фонтанирующих по затрубью) НКТ.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.1 Порядок расследования причин отказов УЭЦН

 

             Расследование причин отказов УЭЦН состоит из 6 этапов:

 

ПЕРВЫЙ ЭТАП РАССЛЕДОВАНИЯ

 

Производится непосредственно  на скважине, до подъёма установки. При этом необходимо не только точно определить причину остановки и состояние УЭЦН, но и окончательно убедиться в невозможности дальнейшей работы установки без подъёма из скважины. На этом этапе работы производятся персоналом нефтепромысла (оператор ДНГ 5-6-го разряда, технолог цеха) и ЭПУС (электромонтер), выполненные работы и их результат заносят в эксплуатационный паспорт УЭЦН. Во всех случаях к этим работам необходимо привлекать только опытный персонал, четко представляющий устройство и принцип работы скважины и УЭЦН, безусловно соблюдающий требования безопасности - необходимо твёрдо осознавать, что ситуация нестандартная, возможно требующая риска, но осмысленного. В любом случае ясно, что запуск аварийно остановившейся установки, значительно сокращает затраты на ремонт скважины. Но, в то же время, многократный пуск УЭЦН, особенно при повышенных нагрузках, значительно снижает ресурс изоляции двигателя и кабеля. Ответственность за проведение первого этапа расследования возлагается на начальника цеха добычи.

Конкретные пошаговые  действия, которые необходимо предпринимать  при проведении первого этапа  расследований зависят от причины  остановки скважины.

 

ВТОРОЙ ЭТАП РАССЛЕДОВАНИЯ - ДЕМОНТАЖ УЭЦН

 

На этом этапе работы производятся персоналом бригады ремонта скважин (бурильщик, оператор ПРС, мастер) и ЭПУС (электромонтер),

 

выполненные работы и  их результат заносят в эксплуатационный паспорт УЭЦН. Демонтаж производится по принятой в ДО технологии при  любой погоде, позволяющей выполнение спускоподъемных операций. При подъеме УЭЦН с затянувшимся, повторным ремонтом и наработкой менее 30 суток с момента запуска обязательно проводится комиссионный демонтаж с участием представителя заказчика (ИТР ЦДНГ, супервайзер, мастера бригады по ремонту). При преждевременном отказе УЭЦН с наработкой до 30 суток обязательно, чтобы демонтаж выполнялся не монтажником, производившим её монтаж. Подъем оборудования УЭЦН и демонтаж производить в соответствии с нормативными документами Компании, при этом необходимо:

• До начала демонтажа определить состояние изоляции и наличие цепи («звезды») в системе «кабель-ПЭД».
• Бригаде по ремонту скважин, производящей подъём установки отметить в паспорте изоляцию системы «кабель-ПЭД» (до разборки сальника устьевой арматуры и после срыва план шайбы, а также через каждые 300 м подъёма НКТ). Выявленные места повреждения или прогара кабеля (дополнительно помечаются ветошью для облегчения поиска при ремонте), наличие клямс (протекторов), состояние колонны НКТ (трещины, отверстия, отсутствие прохода), прочие осложнения при подъёме.
• После появления сбивного (обратного) клапана, дальнейший подъем производить только в присутствии персонала «ЭПУС» (монтажника). При подозрении на не герметичность лифта, необходимо при глушении скважины и подъёме УЭЦН не сбрасывать в НКТ «лом» (не сбивать клапан, и после подъёма тщательно осмотреть его). В этом случае место появления жидкости в НКТ при подъёме, достаточно точно покажет зону не герметичности.
• В случае подъёма УЭЦН из-за отсутствия, либо снижения подачи и при заклинивании, необходимо тщательно осмотреть обратный и сбивной клапан, убедиться в их работоспособности, отсутствии механических примесей. При необходимости представителем комиссии делается пометка в эксплуатационном паспорте или акте комиссионного демонтажа о

 

необходимости испытания  УЭЦН и снятия напорных характеристик  на испытательном стенде в «ЭПУС». Результаты необходимо записать в эксплуатационный паспорт или акт комиссионного  демонтажа.

• Проверить состояние удлинителя и муфты кабеля (наличие механических повреждений, плавления, прогаров), обратного клапана, шламоуловителя.
• Проверить состояние приемной сетки входного модуля или газосепаратора (наличие механических примесей, солей, деформацию).
• При демонтаже особое внимание обратить на вращение валов каждой секции ЭЦН, вылеты валов, состояние крепежа на фланцевых соединениях секций, состояние шлицевых соединений и муфт.
• Проверить состояние перепускных клапанов в нижнем основании ПЭД и компенсатора (открыты или закрыты).
• Провести опрессовку соединений ПЭД - кабельная муфта - компенсатор  давлением 3 атм. в течение 10 минут (при этом перепускной клапан компенсатора должен быть закрыт). Если давление падает, необходимо найти место утечки масла, (это может быть просто «отпотевание» насухо вытертой поверхности, особенно на стыках узлов или около клапанов).
• Проверить сопротивление изоляции кабеля, ПЭД, наличие «звезды» ПЭД, кабеля. Проверку сопротивления изоляции системы «кабель-двигатель» производите до, во время и после опрессовки.
• При расчленении секций двигателя, гидрозащиты, кабельной муфты обратить особое внимание на состояние масла (наличие в нём воды, пластовой жидкости, посторонних частиц или следов горения), следы плавления и прогара.
• Не допускать попадания посторонних частиц и жидкостей в открытую полость ПЭД и гидрозащиты, для этого перед расчленением необходимо тщательно вытереть и осушить прилегающие к ним поверхности, а над зоной расчленения повязать ветошь, которая будет впитывать капли стекающей сверху жидкости.

 

После расчленения замерить сопротивление изоляции между жилами, жилами и броней и целостность  цепи в каждой жиле кабеля, то же с  обмоткой двигателя. Работа на устье  скважины с мегомметром запрещена.

• Проверить состояние резиновых уплотнительных колец в соединении ПЭД - протектор, ПЭД – компенсатор, колодки токоввода (наличие срезов, деформации, эластичность, плавление). Слить пробу масла из основания ПЭД и компенсатора, определить прозрачность, наличие  воды и посторонних частиц. Проверить состояние обратных и перепускных клапанов ПЭД и гидрозащиты, наличие и состояние прокладок.
• Результаты демонтажа и все обнаруженные отклонения записать в эксплуатационный паспорт УЭЦН или акт комиссионного демонтажа, записать номер комплекта и номер кабельного барабана, установить вместе с транспортировочными крышками бирки, указывающие номер скважины и комплекта. Составить (при комиссионном демонтаже) акт комиссионного демонтажа.