Анализ работы скважин, оборудованных установками погружных электроцентробежных насосов

12. Проверяем возможность спуска агрегата в скважину.

Определяем основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля по формуле (13) при D_дв = 117мм, D_н = 103мм, h_к = 12,6мм, S = l мм:

мм.

Итак, D_max =123,6мм, т.е. D_max < D_вн.экс ,

123,6мм < 130мм.

Значит спуск агрегата в скважину возможен.

2.5 ЗАПУСК И ВЫВОД УЭЦН НА ПОСТОЯННЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ

Запуск и вывод УЭЦН на постоянный режим работы производятся под контролем мастера по добыче нефти и газа (технолога) пусковой бригадой в составе: оператор по добыче нефти и газа с квалификацией не ниже 4 разряда, электромонтер «Новомет-Сервис».

Перед запуском установки пусковая бригада обязана:

-ознакомиться сданными о скважине и УЭЦН по записям в эксплуатационном паспорте;

-проверить оснащенность скважины обратным клапаном между затрубным пространством и выкидной линией, патрубком для отбивки уровня жидкости в затрубном пространстве, манометрами на буфере, выкидной линией в затрубном пространстве.

Оператор по добыче нефти и газа с помощью прибора определяет перед запуском статический, а после запуска динамический уровни в скважине с записью в эксплуатационном паспорте УЭЦН, проверяет исправность замерной установки и пробоотборника, состояние задвижек на выкиде, в затрубном пространстве и на ЗУГе.

Электромонтер проверяет сопротивление изоляции системы "кабель - двигатель" (что должно быть не менее 5 МОм), работоспособность станции управления, защиты от замыкания на землю, заземление, фазировку кабеля, производит предварительную настройку защит: ЗСП - 2,5, ЗП - по номинальному току.

При величине сопротивления изоляции системы "кабель - двигатель" менее 5 МОм запуск ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

Вывод на режим скважины с УЭЦН

Целью операции по выводу скважины с УЭЦН на режим является обеспечение работоспособности УЭЦН в начальный период ввода скважины в эксплуатацию после ремонта.

Основная задача состоит в недопущении перегрева ПЭД, удлинителя кабеля и обеспечении отключения УЭЦН при снижении динамического уровня до критического значения с учетом освоения скважины. С этой целью, в начальный период после запуска УЭЦН осуществляется регулярный контроль за величиной подачи из скважины и темпом снижения динамического уровня. Не допускается откачка динамического уровня ниже предельно допустимых значений, в зависимости от напора спущенной установки в скважину.

Оператор и электрик проверяют готовность наземного оборудования. Замерить статический уровень и запустить установку.

Замерить подачу из скважины с помощью АГЗУ, сопоставить ее с номинальной производительностью спущенного насоса. В начальный период при полной скважине исправный насос способен развивать подачу, превышающую свой номинал.

Продолжить регулярный замер динамического уровня. Периодичность замеров зависит от типоразмера применяемого насоса. Для насосов с номинальной подачей по ЭЦН-125 время составляет 30 минут, для ЭЦН- 160 и выше - 20 минут.

При выводе на режим УЭЦН определяется минимально допустимый дебит со скважины (таблица №2.9), при котором температура ПЭД не превысит критического значения.

Если в течение первого часа не будет получен достаточный приток из пласта для охлаждения двигателя, установку выводят на режим циклически. Время работы на каждом последующем цикле должно быть 2 часа, время охлаждения - 1 час.

После окончания каждого цикла работы во время остановки УЭЦН для охлаждения ПЭД необходимо определить скорость восстановления уровня (КВУ) с подсчетом суточного притока из пласта. Расчет притока из пласта осуществляется перед самой остановкой установки. В зависимости от диаметров эксплуатационной колонны и НКТ, спущенных в скважину, расчет суточного притока производится по формулам:

, (15)

Q = 24·(ДH·S_кол/Дt), (16)

S=р ·((D^2-d²)/4), (17)

где: Q_пл -- дебит жидкости из пласта, м³/сут;

Q_гзу -- дебит жидкости на ГЗУ,м³/сут;

Q_затр -- дебит жидкости из затруба,м³/сут;

ДH -- изменение уровня жидкости в затрубе, м;

S_кол -- площадь кольцевого сечения затрубного пространства, м²;

Дt -- время, за которое произошло изменение уровня жидкости в затрубе, час;

D -- внутренний диаметр обсадной колонны, м;

d -- наружный диаметр НКТ, м.

Таблица 2.9 - Определение притока по диаметру НКТ

Dэкспл, мм	Диаметр НКТ, мм.	Формула притока, м3 /сут.
	60	73
140	60		Q=0.22x(Ндин-Нст)/t
146	60	-	Q=0.252x(Ндин-Нст)/t
146	-	73	Q=0.216x(Ндин-Нст)/t
168	60	-	Q=0.46x(Ндин-Нст)/t
168	-	73	Q=0.32x(Ндин-Нст)/t

В таблице:

Q - приток жидкости из пласта, м³/сут;

Н_дин - динамический уровень, замеренный после остановки скважины, м;

Н_ст - статический уровень, замеренный перед запуском установки,

t - время замера, час.

При достаточном (более 50% номинальной производительности) притоке из пласта дальнейший вывод на режим производится без остановки на охлаждение.

При недостаточном притоке жидкости из пласта (менее 50%) УЭЦН отключать на охлаждение при достижении предельно допустимого динамического уровня. Высокопроизводительные установки, начиная с ЭЦН-125, допускается выводить на режим без остановки на охлаждение при притоке из пласта более 50% от номинальной производительности.

При притоке из пласта, достаточном для охлаждения ПЭД, дальнейший вывод на режим производить без остановки на охлаждение. При недостаточном притоке из пласта УЭЦН отключать на охлаждение при достижении предельно допустимого динамического уровня.

Если скважина не вышла на режим, то допускается применение штуцера для обеспечения требуемого дебита.

После вывода на режим скважины в течение первых 2-х суток периодичность замера Н_дин и Q_ж должна составлять не менее 3-х раз в сутки. Особенное значение имеет замер Q_ж так как это позволяет своевременно заметна снижение дебита, часто возникающее вскоре после запуска из-за засорения насоса, негерметичности обратного клапана, устьевой арматуры и других причин.

Скважина считается выведенной на режим, если насос работает в рабочей зоне и приток из пласта достаточен для охлаждения ПЭД.

Если скважина после 3-го цикла откачки не выходит на режим, решением начальника ЦДНГ она подлежит дальнейшему довыводу путем штуцирования.

После вывода скважины на режим в течение 2 суток выполнить отбор пробы жидкости на обводненность продукции и на содержание мехпримесей. Заполнить соответствующие графы эксплуатационного паспорта по выводу на режим с приложением подтверждающих документов и данные по эхограмме.

ЦДНГ не реже 1 раза в неделю производит замер Q_ж, Н_дин, Р_б, Р_затр и Р_пл и не реже 1 раза в месяц анализ проб на КВЧ. В случае изменения режима производить внеочередные повторные измерения вышеуказанных параметров. Если отказ УЭЦН произошел по засорению мехпримесями, то отбор КВЧ производить с частотой 1 раз в 2 недели.

Изменение дебита скважины может быть осуществлено путем увеличения или уменьшения частоты питающего тока через частотный преобразователь, если он имеется. Расчет напора, дебита и потребляемой мощности осуществляется по формулам:

Q_после=(f_до/f_после)Q_до, (18)

Н_после=(f_до/f_после)²Н_до, (19)

Р_после=(f_до /f_после)³Р_до, (20)

где: f_{до ,} f_после - частота до и после преобразования, Гц;

Q_до, Q_после- дебит до и после преобразования , м³/сут;

Н_до, H_после - напор до и после преобразования, м;

P_до, P_после- мощность до и после преобразования, кВт;

В процессе эксплуатации ЗАПРЕЩАЕТСЯ стравливать затрубное давление за короткий промежуток времени (не более 3 атм. за 1 час) во избежании вздутия изоляции кабеля.

Не реже 1 раза в год по графику, производит ППР и наладку наземного электрооборудования УЭЦН в объеме .

При выводе на режим низко дебитных скважин допускается применение ячеек (АПВ) блока управления СУ ШГС5805 с настроенной программой: 2 часа работы - 30 минут остановки. Через каждые 5 часов работы (2 цикла работы в автоматическом режиме) производить замер динамического уровня (Н_дин) и дебит жидкости (Q_ж), с целью оперативного изменения (при необходимости) программы вывода на режим. Данный способ применяется при температуре воздуха не ниже минус 20° С.

В зимнее время, в случаях длительной остановки скважины должны быть приняты меры против замораживания коллектора.

2.6 ОБСЛУЖИВАНИЕ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УСТАНОВКАМИ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ

Перед монтажом установки центробежного электронасоса скважину необходимо тщательно подготовить. Для этого ее промывают, то есть очищают от грязи и песчаной пробки, и шаблонируют колонну от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 100 - 150 м. Длина шаблона составляет 10 м, а диаметр на 3 мм превышает максимальный диаметр погружного агрегата.

Погружной агрегат спускают на НКТ с использованием вышки или мачты. Для этого применяют также специальный пьедестал и хомут-элеватор. Погружное оборудование монтируют непосредственно на устье скважины. Во время спускоподъемных операций на скважине используется кабельный ролик, через который кабель направляется к устью. Его подвешивают на поясе вышки или мачты на высоте 4- 5 м. Для самопогрузки и транспортировки кабельных барабанов, насосов и двигателей, станций управления и трансформаторов используются автомобильные агрегаты типа АТЭ-6. Перемотку кабеля, погрузку, выгрузку и транспортировку кабельных барабанов, осуществляют с помощью установки типа УПК-200 (санный и колесный варианты).

При свинчивании НКТ необходимо следить, чтобы подвешенная колонна не проворачивалась. В противном случае кабель, закрученный вокруг труб, увеличивает общий диаметральный размер погружной части установки и при спуске может получить механическое повреждение.

В процессе спуска через каждые 300 м необходимо измерять сопротивление изоляции двигателя с кабелем. При резком снижении сопротивления изоляции спуск агрегата необходимо прекратить.

Минимальное допустимое сопротивление изоляции всей установки после спуска агрегата в скважину составляет 5 Мом.

Для измерения электрических параметров УЭЦН и их технического обслуживания имеются автомобильные полевые лаборатории бесштанговых насосов типа ПЛБН-64, а для ремонта средств телемеханики и автоматики нефтепромыслов -- автомобильный агрегат типа АРСТА-1.

Монтаж заканчивают установкой оборудования устья скважины и всего поверхностного оборудования.

В процессе эксплуатации погружные электронасосы требуют постоянного ухода за ними. Наблюдение заключается в следующем:

* не реже одного раза в неделю измеряют подачу насоса;

* еженедельно измеряют напряжение и силу тока электродвигателя;

* периодически очищают аппаратуру станции управления от пыли и грязи, подтягивают ослабевшие и защищают подгоревшие контакты, проверяют затяжку болтов на клеммах трансформатора (обесточенных);

* устраняют негерметичности трубопроводов.

Неполадки в работе скважины могут быть вызваны отложениями песка, парафина и солей, вредным влиянием газа. Методы борьбы такие же, как и при других рассмотренных способах эксплуатации.

Борьба с вредным влиянием газа на работу ЭЦН осуществляется следующим образом - увеличивают глубину погружения насоса под динамический уровень, в результате чего возрастает давление на приеме насоса и, как следствие, уменьшается объемный расход свободного газа за счет сжатия, т. е. увеличивается растворимость газа в нефти. На глубине, где давление на приеме насоса равно давлению насыщения нефти, весь газ растворен в нефти и его вредное влияние прекращается. Однако для этого дополнительно затрачиваются НКТ, кабель, требуется насос, развивающий большой напор.

В настоящее время научно-технический прогресс развивается в направлении использования ЭЦН, предназначенных для работы при повышенном входном газосодержании. Для этого в ЭЦН первые 10 - 15 рабочих ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов) устанавливают на повышенную подачу газожидкостной смеси. В промысловых условиях это легко осуществить, использовав рабочие ступени от насоса тех же габаритов, но с большей подачей. Испытываются насосы с газовыми центробежными сепараторами на приеме. При этом отделившийся газ поступает в затрубное пространство и перепускается на устье в выкидную линию.

При нарушении работы скважины (резком снижении или прекращении подачи насосом), а также при снижении сопротивления изоляции до 0,05Мом погружной агрегат извлекают из скважины. Для этого выключают установку и рубильник-предохранитель, отсоединяют кабель от станции управления и приступают к ремонту скважины. При необходимости заглушить скважину применяют только обратную промывку. Для освобождения НКТ от жидкости перед подъемом в колонну НКТ сбрасывают ломик. Ломик ударяет по удлиненному концу штуцера сливного клапана, отламывает его в месте надреза и открывает отверстие для слива жидкости из НКТ. Тогда подъем труб проводится без разлива жидкости. Сломанный штуцер впоследствии реставрируют или заменяют новым.

2.7 ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Основными критериями выбора способа эксплуатации на Западно-Ноябрьском месторождении явились:

- заданные отборы нефти и жидкости по скважинам, обусловленные

оптимальными условиями разработки месторождения

- достаточная надежность применяемого способа эксплуатации на данном месторождении, обеспечивающая планируемый межремонтный период работы скважин;

- допустимые экономические затраты, обусловленные применяемым способом эксплуатации и влияющие на себестоимость добычи нефти.

Кроме того, для обоснования возможности применения способа эксплуатации, использовались следующие данные:

- физико-химические свойства нефти и водонефтяной эмульсии, их коррозионная характеристика, газовые факторы, давления насыщения;

- профили скважин, глубина забоев, диаметры эксплуатационных колонн;

- режим работы залежи во времени, пластовые давления, коэффициенты продуктивности скважин;

- внутрипромысловая система сбора нефти и газа, ожидаемые устьевые давления;

- устойчивость пород продуктивной толщи и условия пескопроявления;

- технологические и технико-экономические данные о результатах разработки и эксплуатации рассматриваемых залежей.

Объектами разработки на месторождении являются пласты БС₈, БС₁₂. Средние глубины залегания их составляют 2600м, 2800м. Физико-химические свойства пластовых флюидов близки по значениям и не являются аномальными. Давления насыщения по пластам составляют 8,9 МПа -11,7 МПа. Газовый фактор колеблется в пределах 39 м³/т - 68 м³ /т.

Проектные дебиты по жидкости механизированных скважин по объектам составляют 36 т/сут - 64 т/сут. В целом по месторождению отсутствуют осложнения, которые могли бы наложить ограничения на применение насосного способа добычи нефти.

Анализ возможных способов эксплуатации скважин на месторождении Западно-Ноябрьское показал, что выбранным критериям отвечает способ механизированной добычи нефти установками погружных электроцентробежных насосов. Применение фонтанного способа добычи как основного способа добычи нефти не рекомендуется из-за непродолжительного периода фонтанирования.

Опыт применения на месторождениях районах установок электроцентробежных насосов свидетельствует о высокой технологической эффективности данного вида оборудования. Учитывая вышеизложенное, для эксплуатации механизированных скважин рекомендуется как основной способ добычи нефти - насосный, с использованием установок штанговых и электроцентробежных насосов. Основной фонд скважин должен быть оборудован электроцентробежными насосами, которыми рекомендуется эксплуатировать скважины с дебитами более 25 м³/сут.

2.8 МЕЖРЕМОНТНЫЙ ПЕРИОД И НАРАБОТКА НА ОТКАЗ

МРП (Межремонтный период) -- средняя продолжительность работы скважины в сутках между двумя последовательными ремонтами.

Расчет МРП производится ежемесячно за скользящий год по эксплуатационному фонду скважин, как по способам эксплуатации, так и по всему фонду. Расчет МРП производится по формуле:

МРП=Т·Ф·К_экс/N, (21)

где: Т-- календарное число суток за расчетный скользящий год;

Ф -- среднеарифметический фонд эксплуатационных скважин на начало конец расчетного скользящего года;

К_экс -- коэффициент эксплуатации за расчетный скользящий год;

N -- число ремонтов скважин с использованием подъемного агрегата.

Для добывающих скважин показатель N включает в себя текущие ремонты скважин, связанные с ревизией или заменой подземного оборудования (насос, НКТ и др.), за исключением:

* повторных ремонтов (скважина не проработала с момента запуска 48 часов);

* ремонтов, связанных со спуском оборудования в новые скважины;

* геолого-технических мероприятий, выполняемых на рабочих скважинах, не связанных с выходом из строя подземного оборудования;

* ремонтов по внедрению новой техники;

* ревизий устьевых арматур.

Для нагнетательных скважин показатель N включает в себя текущие ремонты, связанные с подземным оборудованием, и капитальные ремонты, выполняемые в стволе скважины.

С 14 мая 1997 года принята также методика расчета наработки оборудования скважины на отказ, которая характеризует среднюю работоспособность скважинного оборудования с момента запуска до отказа.

Расчет наработки на отказ производится ежемесячно за скользящий год (например, для расчета наработки на отказ за сентябрь 2002 г. берется период времени: 01.10.2001-30.09.2002).

Расчет наработки на отказ (Н_отк, сут.) производится по формуле:

H_отк=УT/УNi, (22)

где УT -- количество отказов скважинного оборудования за отчетный период (скользящий год), шт.;

УNi -- суммарное отработанное время отказавшим скважинным оборудованием с момента пуска скважины в работу до отказа, сут.

Под отказом оборудования понимается любая неисправность, повлекшая за собой замену (или ремонт) подземного оборудования или его части на работоспособный комплект или его часть. К отказам также относятся: первые отказы после бурения, ремонты по устранению аварий со скважинным оборудованием (аварии с насосами, НКТ, штангами), отказы по причине отложения в насосах или НКТ солей, парафина, гидратов, засорения насосов механическими примесями.

В отказах не учитываются:

геолого-технические мероприятия (ГТМ);

смена, ремонт, ревизия устьевого и наземного оборудования;

исследования скважин;

остановки по геологическим причинам (100 % обводнение пластовой или посторонней водой и т. п.);

остановки по технологическим причинам (ограничения на откачку нефти со стороны АК "Транснефть" и на подачу электроэнергии со стороны энергосбытовых предприятий и т. п.);

остановка в связи с принятием решения о переводе скважин в другие категории (под нагнетание, поглощение, в контрольные, пьезометрические, водозаборные, в консервацию, ликвидацию и т. п.).

Учет работы и отказов скважинного оборудования ведется раздельно по всем скважинам независимо от способа эксплуатации или вида эксплуатационного оборудования. Данные о работе и отказах оборудования, наряду с другими показателями работы скважины, фиксируются в журнале по добыче или в карточке по каждой скважине.

Восстановление работоспособности скважинного оборудования без его подъема на поверхность не считается отказом.

Отказы учитываются в том месяце, когда они произошли, вне зависимости от того, рассмотрена ли до конца причина отказа.

Для учета отказов технологическая служба составляет схему компоновки подземного оборудования с указанием всех размеров:

-УЭЦН;

-внутреннего и наружного диаметра НКТ;

-шламоуловителя (если имеется);

-обратного клапана;

-сбивного клапана;

-если была осуществлена шаблонировка скважины, то динамограммы индикаторов веса (ИВЭ-50) прикладывают в эксплуатационный паспорт скважины.

После окончания СПО производится сдача куста службе ЦДНГ с оформлением акта приема-передачи.

Ответственность за безопасное проведение работ на устье скважины возлагается на мастера ПРС.

2.9 АНАЛИЗ ПРИЧИН ВЫХОДА ИЗ СТРОЯ МЕХАНИЗИРОВАННОГО ФОНДА

На данный момент весь добывающий фонд на Западно-Ноябрьском месторождении механизирован. Для добычи нефти используют насосы двух типов: штанговый глубинный насос (ШГН), и установка погружного электроцентробежного насоса. Анализ работы механизированного фонда скважин за 2003-2004г. приведен в таблице 2.10.

Таблица 2.10. Сравнительный анализ причин расследованных отказов.

Причины отказов	2003г.	2004г.
ЦДНГ ЦБПО Подрядчики Брак ГТМ Прочие Износ рабочих органов Итого:	40 33 38 12 12 14 21 170	65 18 31 4 7 64 21 210

В графе «прочие» находятся отказы, не расследовавшиеся на базе «ЭПУ-Сервис». За 2004г. из 64 отказов большая часть ожидает расследования, поэтому после расследования вышеуказанных отказов, возможно, их попадание в любую другую графу, в том числе и по вине ЦДНГ. Даже при довольно высоком количестве нерасследованных отказов, чётко прослеживается значительное увеличение количества отказов по вине ЦДНГ.

Для изучения причин увеличения отказов по вине ЦДНГ условно выделим скважины с низкой наработкой по ЦДНГ, в дальнейшем перечень таких скважин будем называть «Часто ремонтируемый фонд» (ЧРФ). «Часто ремонтируемый фонд» составлялся из скважин по принципу: три и более отказа за год (при гарантийном сроке службы оборудования 365суток).

Часторемонтируемый фонд увеличился с 15 скважин в 2003г. до 20 в 2004г. Теперь разберем причины выхода из строя многоремонтного фонда (таблица 2.11).

Таблица 2.11.Причины выхода из строя многоремонтного фонда.

Причины выхода	2003г.	2004г.
Эксплутационные Технические Износ рабочего органа ГТМ Прочие	42 19 3 8 7	38 23 21 22 14

Основное увеличение количества отказов мы имеем по эксплуатационным причинам, к которым относятся отказы:

* по причине отложения солей;

* по причине засорения рабочих органов насоса мехпримесями (песок, КВЧ);

* недостаточность притока из пласта для охлаждения погружного электродвигателя;

*некачественный ВНР;

*неправильная компоновка УЭЦН.

Таблица 2.12 Эксплуатационные причины отказов многоремонтного фонда

Причины отказов	2003г.	2004г.
Соли Засорение Недостаточность притока Некачественный ВНР Неправильная ком. ЭЦН	14 16 10 2 0	20 14 2 1 1

Рассмотрим причины увеличения многоремонтного фонда и количества отказов в целом.

Основной причиной является резкое увеличение количества отбора жидкости (оптимизации, ГТМ) по месторождению, что достигается переходом на большие типоразмеры оборудования и спуском оборудования на большие глубины (до 50-100м. над верхними отверстиями перфорации). Выше описанные мероприятия начали производить на месторождении с марта месяца 2004г. с целью создания большей депрессии на разрабатываемые пласты за счёт снижения забойного давления до пятидесяти атмосфер по всему добывающему фонду скважин.

Снижение забойного давления достигается снижением рабочего динамического уровня жидкости в скважине, поэтому насосы спускаются на максимально возможные глубины. Для того чтобы поднимать жидкость с больших глубин потребовалось использовать насосы с большими напорами 2300-2500м. Достижение таких высоких напорных характеристик достигается установкой более мощных погружных электродвигателей. Более мощному двигателю необходима более высокоя скорость потока жидкости для достаточного охлаждения, в условиях скважины нужен больший дебит. Например на ЭЦН 30-2500 требуется установка двигателя мощностью 56 кВт., которому при наружном диаметре 117мм. и внутреннем диаметре эксплуатационной колонны 150мм. для охлаждения требуется дебит 56 м.куб. в сутки. Естественно при работе невозможно обеспечить требуемого охлаждения двигателю. Поэтому в 2004 по отношению к 2003г. мы имеем значительно большее количество отказов по причине «недостаточность притока».

Увеличение количества отказов по причине засорение рабочих органов насоса связано с несколькими факторами:

* За счёт увеличения депрессии на пласт увеличился вынос мехпримесей из пласта.

* Увеличение количества отборов добываемой жидкости привело к увеличению скоростей потоков жидкости на пути от перфорации до приема насоса и мехпримеси не оседают на забой, а поднимаются с жидкостью и попадают на прием насоса и в рабочие органы.

В связи с увеличением глубин спуска насосов до 50-100м над верхними отверстиями интервала перфорации мехпримеси чаще поднимаются и достигают приема насоса.

Все выше перечисленные факторы привели к увеличению количества отказов по причине засорения рабочих органов.

Снижение количества отказов по причине отложения солей связано с внедрением в 2004г ингибитора солеотлажения (СНПХ). На Заподно-Ноябрьском месторождении обработки (СНПХ) производятся двумя способами:

-с помощью агрегата ЦА-320 закачивается в затрубное пространство в определенном количестве из расчета одна обработка на 15 суток. В процессе эксплуатации в зависимости от режима работы скважины переодичность может меняться.

- с помощью стационарного дозирующего устройства (УДЭ) которое устанавливается рядом со скважиной, заправляется ингибитором и через линию непрерывно подает ингибитор в затрубное пространство в требуемом количестве. Практика показала что обработки (СНПХ) с помощью УДЭ более эффективны чем с помощью агрегата ЦА-320.

2.10 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ НАРАБОТКИ НА ОТКАЗ

В целях увеличения наработки на отказ оборудования проводят следующие мероприятия.

На скважинах с выносом мехпримесей с целью замещения объёма жидкости находящегося в скважине с высоким содержанием КВЧ, и промывания рабочих органов насоса в которых оседают мехпримеси перекрывая отверстия в рабочих колёсах проводят промывку технической водой с 1-5% содержанием поверхностно активных веществ (ПАВ). Эффективность промывки составляет 57,6%.

На скважинах где отложились соли, о чём свидетельствует снижение производительности насоса, рост динамического уровня жидкости в скважине и рост токовых нагрузок, проводят обработки кислотой (НСl 3-9%). Кислотные промывки проводят с целью растворения кислотой соли, которая откладывается в сечении между погружным электродвигателем (ПЭД) и эксплуатационной колонной, а также в рабочих колёсах ЭЦН (т.к. соль откладывается в местах повышенных температур, частой перемены температур и изменения объёма жидкости). Эффективность солянокислотных обработок 72,4%.

Основные причины по которым не было получено эффекта после кислотной обработки:

-нарушение технологии промывки 12%

-износ рабочего органа 13%

-несвоевременная промывка 13%

-заводской брак кабеля 13%

-прочие 49%

На Западно-Ноябрьском месторождении с целью предотвращения отложения соли, а также, чтобы в дальнейшем не применять дорогостоящих кислотных обработок, проводятся профилактические обработки скважин, предрасположенных к выпадению солей, ингибитором солеотлажения (СНПХ).

В ЦДНГ обработки СНПХ производится двумя способами:

-с помощью агрегата ЦА-320 закачивается в затрубное пространство в определённом количестве из расчёта одна обработка на 15суток. В процессе эксплуатации в зависимости от режима работы скважины периодичность может меняться;

-с помощью стационарного дозирующего устройства «УДЭ», которое устанавливается рядом со скважиной, заправляется ингибитором и через линию непрерывно доставляет ингибитор в затрубное пространство в требуемом количестве. Практика показала, что обработки СНПХ с помощью УДЭ более эффективны чем с помощью агрегата ЦА-320.

В 2004 году при помощи агрегата ЦА-320 было проведено 136 обработок СНПХ с эффектом и 12 обработок без получения эффекта.

В настоящее время для эксплуатации месторождений механизированным способом все чаще применяются установки погружных центробежных электронасосов.

Основное отличие их от ШСНУ заключается в переносе двигателя на забой скважины и устранение штанг. С помощью УЭЦН в настоящее время добывают 31 % нефти. Эти установки более совершенны в техническом отношении, сравнительно просты в обслуживании, имеют широкий диапазон напора и обеспечивают отбор больших дебитов скважин. При эксплуатации УЭЦН упрощаются процессы исследования скважины. Установку УЭЦН можно применять при откачке жидкости, содержащей газ, песок и коррозионно-активные элементы, для их выбора имеется широкий ряд типоразмеров. Межремонтный период работы скважин, оборудованных УЭЦН, в среднем по отрасли достигает 367 суток (для скважин, оборудованных ШСНУ - 172 сут).

Однако, не смотря на все преимущества ЭЦН, имеется также целый ряд сложностей, связанных с их применением. Нормальная работа скважин в соответствии с установленным технологическим процессом нередко нарушается вследствие износа или отказа в работе применяемого подземного и наземного оборудования, эксплуатационной колонны и забоя отложений песка (механических примесей, продуктов коррозии), парафина, солей. При эксплуатации скважин этими установками возможны тяжелые аварии, такие как повреждение электрокабеля, обрыв труб, падение глубинного агрегата и др. виды аварий.

В связи с этим всегда существует необходимость усовершенствовать работу скважин, оборудованных УЭЦН.

С этой целью разрабатываются ежегодно программы мероприятий по увеличению МРП.

Для повышения эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, на Западно-Ноябрьском месторождении рекомендуются следующие мероприятия:

- щадящий ВНР;

- не допускать перегрева двигателя при проведении технологических промывок;

-на скважинах с износом рабочих органов произвести спуск оборудования износостойкого исполнения с анализом работы;

-продолжить внедрение импортного подземного оборудования и СУ с частотными преобразователями и датчиками ТМС;

-на скважинах склонных к отложению солей продолжать проведение профилактических мероприятий (ХОС ингибиторами типа синол ИСС 001+синол ИИК, СНПХ 5311, синол КМК БС);

-в обязательном порядке проводить промывку ствола скважины после СПО шаблона;

-промывку забоя производить через желобную ёмкость. Обеспечить бригады ПРС желобными ёмкостями объёмом не менее шести м³;

-для контроля за работой УЭЦН заменить СУ типа ШГС-5805 на СУ заводов «ЭЛЕКТРОН», «БОРЕЦ»;

-комплектовать УЭЦН термостойкими удлинителями, не комплектовать УЭЦН двигателями которым для охлаждения нужно больше жидкости, чем номинальная производительность насоса;

-контроль за технологическими операциями (промывка забоя, ДМТ\МТ УЭЦН, СПО шаблона, спуск насоса в скважину) при подземных ремонтах скважин.

Все эти мероприятия в конечном итоге работают на увеличение МРП.

3. ОБЩИЙ РАЗДЕЛ

3.1 ОХРАНА ТРУДА

Все работы по монтажу, демонтажу и эксплуатации установок необходимо выполнять в строгом соответствии с правилами безопасности в нефтедобывающей промышленности, правилами устройства электроустановок, правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок и требованиями инструкции.

Проверку надежности крепления аппаратов, контактов наземного электрооборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токоведущим частям, осуществлять только при выключенной установке, выключенном рубильнике и снятыми предохранителями.

Корпуса трансформатора (автотрансформатора) и станции управления, а также броня кабеля должны быть заземлены.

Обсадная колонна скважины должна быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом сети 380 В.

Установка включается и выключается нажатием на кнопки «Пуск» и «Стоп» или поворотом пакетного переключателя, расположенных на наружной стороне двери станции управления, персоналом, имеющим квалификацию I группы и прошедшим специальный инструктаж.

Работы по монтажу, проверке, регулировке, снятию на ремонт . и установке измерительных приборов и релейных аппаратов в станциях управления, а также переключение ответвлений в трансформаторах (автотрансформаторах) необходимо проводить только при выключенной установке, выключенном блоке «рубильник-предохранитель», со снятыми предохранителями двумя лицами с квалификацией одного не ниже III группы.

Кабель от станции управления до устья скважины прокладывается на специальных опорах па расстоянии не менее 400 мм от поверхности земли.

Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках.

Сопротивление изоляции установки измеряется мегомметром напряжением до 1000 В.

Менять блок «рубильник-предохранитель» и ремонтировать его непосредственно на станции управления только при отключении напряжения сети 380 В от станции управления (отключение осуществляется персоналом квалификации не ниже III группы на трансформаторной подстанции 6/0,4 кВ).

При соединении узлов погружного агрегата запрещается держать руками шлицевую муфту.

3.2 ПРОТИВОПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

Одно из основных правил пожарной безопасности-- содержание производственных объектов в чистоте и порядке. Производственная территория и помещения не должны загрязняться легковоспламеняющимися и горючими жидкостями, а также мусором и отходами производства. Нефть и другие легковоспламеняющиеся и горючие жидкости не должны храниться в открытых ямах и амбарах.

Дороги, проезды и подъезды к производственным объектам, водоемам, пожарным гидрантам и средствам пожаротушения следует поддерживать в надлежащем состоянии. У пожарных гидрантов должны устанавливаться надписи-указатели.

На территории предприятия запрещается разведение костров, кроме мест, где это разрешено приказом руководителя предприятия по согласованию с местной пожарной охраной. На пожаро- и взрывоопасных объектах запрещается курение и вывешиваются предупреждающие надписи: «Курить запрещается».

В соответствии с противопожарными нормами все производства по степени пожарной опасности подразделяются на шесть категорий.

Категория А. К этой категории относятся производства, «связанные с получением, применением или хранением:

горючих газов с нижним концентрационным пределом воспламенения 10% и менее объема воздуха, содержащихся в ко-.личествах, при которых могут образоваться взрывоопасные смеси в объеме, превышающем 5% объема воздуха в помещении;

жидкостей с температурой вспышки паров до 28°С включительно;

веществ, воспламенение или взрыв которых может последовать при взаимодействии с водой, кислородом воздуха или друг с другом.

Категория Б. Эту категорию составляют производства, связанные с обработкой, применением, образованием или хранением:

горючих газов с нижним концентрационным пределом воспламенения более 10% объема воздуха, содержащихся в количествах, достаточных для образования взрывоопасных смесей в объеме, превышающем 5% объема воздуха в помещении;

жидкостей с температурой вспышки паров выше 28°С до 61°С включительно;

горючих пылей или волокон с нижним пределом взрываемости 65 г/м³ и менее.

Категория В. В эту категорию входят производства, где применяются жидкости с температурой вспышки паров выше 61°С, горючие пыли или волокна с нижним пределом взрываемости более 65 г/м³, твердые сгораемые вещества и материалы, и вещества, способные при взаимодействии с водой, воздухом или друг с другом только гореть.

Категория Г. К этой категории относятся производства, связанные с обработкой несгораемых веществ и материалов в горячем, раскаленном или расплавленном состоянии с выделением лучистой энергии, искр, пламени, а также производства, связанные со сжиганием или утилизацией твердого, жидкого и газообразного топлив. В эту категорию входят литейные, кузнечные и сварочные цехи, котельные установки и др.

Категория Д. Эту категорию составляют производства, связанные с обработкой несгораемых веществ и материалов в холодном состоянии (механические цехи холодной обработки металлов, компрессорные станции для нагнетания воздуха, водонасосные станции, склады металла и металлоизделий и другие объекты).

Категория Е. К этой категории относятся производства, где применяют горючие газы, не имеющие жидкой фазы, и взрывоопасные пыли в таком количестве, при котором из них могут образоваться взрывоопасные смеси в объеме, превышающем 5% объема воздуха в помещении.

Категории наружных установок подразделяются на Ан, Бн, Вн, Гн и Дн.

Герметизация оборудования и коммуникаций. Герметизация соединений оборудования и коммуникаций обеспечивается постоянным малым зазором, лабиринтным уплотнением, прижатием к уплотняемой поверхности колец, манжет и набивок (сальниковые уплотнения).

Уплотнение с постоянным малым зазором применяют при отсутствии значительных температурных колебаний.

Лабиринтные уплотнения используются для герметизации оборудования с быстровращающимися валами при высокой температуре рабочей среды, а также для герметизации ответственных неподвижных разъемных соединений фонтанной арматуры, обвязки буровых насосов и др.).

Для сальниковых набивок используются шнуры из асбеста, пеньки, полиэтилена и других материалов.

В нефтяной и газовой промышленности наибольшее количество разъемных соединений приходится на трубопроводы. Резьбовые соединения трубопроводов уплотняются путем подмотки пеньковых и льняных промасленных волокон, а также применения белил и специальных паст. Фланцевые соединения уплотняются посредством картона, резины и других материалов. Фланцевые соединения, работающие при высоких давлениях, уплотняются металлическими кольцами.

Пожарная безопасность на многих предприятиях нефтяной и газовой промышленности за последние годы в значительной степени повысилась благодаря внедрению систем герметизации сбора и храпения нефти и газа. Для герметизации аппаратов, работающих при небольших давлениях, нередко используются гидравлические затворы, заполненные минеральным маслом, глицерином или другой жидкостью.

В оборудовании отдельных видов герметизация достигается с помощью разделительных мембран, обеспечивающих бесконтактную передачу давления.

Механизация и автоматизация технологических процессов. Повышение уровня механизации и автоматизации производственных процессов в нефтяной и газовой промышленности наряду с решением основных задач (повышением производительности труда, заменой ручного труда механизированным) оказывает в то же время существенное влияние на снижение пожароопасности этих процессов. Так, оснащение буровой установки устройством для автоматического долива скважины промывочным раствором при подъеме бурильного инструмента, устье скважины оборудуется превенторной установкой с электро- или пневмоприводом, а также использование прибора для непрерывного замера и регистрации плотности и вязкости глинистого раствора резко уменьшают вероятность выброса и открытого фонтанирования и, следовательно, опасность возникновения пожаров в процессе бурения скважины.

Большое значение в снижении пожарной опасности процессов добычи нефти и газа имеют автоматизация и телемеханизация скважин, групповых замерных и сепарационных установок, насосных пунктов и станций и других объектов.

Автоматизация скважин обеспечивает контроль основных технологических параметров и своевременную остановку скважин или перекрытие выкида при аварийных режимах.

В снижении пожарной опасности операций по очистке от загрязнения емкостей нефти и других горючих жидкостей существенное значение имеет механизация этих операций (применение гидроэлеваторов и других приспособлений).

Основные причины пожаров, связанных с эксплуатацией электроустановок, -- короткие замыкания, перегрузки, большие переходные сопротивления, электрические искры и дуги. Обязательное условие обеспечения пожарной безопасности -- соответствие исполнения электрооборудования и электроосвещения классу взрыво- и пожароопасности помещения или установки, где они эксплуатируются. На взрывоопасных объектах электрооборудование должно быть во взрывозащищенном исполнении. Для освещения пожаро- и взрывоопасных помещений и наружных установок применяются взрывобезопасные и специальные светильники.

В целях исключения пожаров и взрывов в результате коротких замыканий необходимо своевременно предупреждать и устранять причины, их вызывающие. Наиболее действенны следующие мероприятия: правильный выбор и монтаж, а также соблюдение правил эксплуатации электроустановок, правил и сроков испытания изоляции сетей, машин и приборов, проведение профилактических осмотров и ремонтов электроустановок, что определено действующими ПУЭ, ПТЭ и ПТБ.

Для предупреждения последствий короткого замыкания применяются быстродействующая релейная защита, выключатели, плавкие и автоматические предохранители. Автоматическая защита электродвигателей от многофазных замыканий и токов перегрузки обеспечивается с помощью автоматов серии А со встроенным максимальным токовым расщепителем мгновенного действия.

Эффективное средство защиты электроустановок от токов перегрузки применение плавких предохранителей или автоматических выключателей с тепловой и максимальной защитой (тепловые и электромагнитные расцепители).

Перегрузка проводов сети устраняется правильным выбором сечений проводников, исключением возможности подсоединения дополнительных потребителей к сети, если она на это не рассчитана.

Переходные сопротивления, вызываемые сильным сужением пути протекания тока при переходе его с одного контакта на другой, устраняются путем применения упругих контактов или специальных стальных пружин, что увеличивает площади действительного соприкосновения контактов. Для отвода тепла от мест соприкосновения и рассеивания его в окружающую среду контакты изготовляют с определенными массой и поверхностью охлаждения.

Для уменьшения влияния окисления на переходное сопротивление размыкающих контактов необходимо следить за тем.

ПУЭ - Правила устройства электроустановок, ПТЭ и ПТБ - Правила технической эксплуатации и Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителями, чтобы размыкание и замыкание их сопровождалось скольжением (трением) одного контакта по другому, так как при этом тонкая пленка окиси разрушается и удаляется с площади действительного касания контактов. Места соединения проводов для уменьшения переходных сопротивлений сваривают или припаивают.

Электрические искры и дуги возникают при эксплуатации электродвигателей с контактными кольцами, а также при пользовании выключателями. Чтобы избежать возникновения пожаров по этой причине, электрооборудование должно выполняться в соответствии с ПУЭ.

Для того чтобы избежать возникновения взрывов и пожаров на взрыво- и пожароопасных объектах, электрооборудование (выключатели и электросветильники) должно иметь соответствующий вид взрывозащиты.

Светильники подразделяются на шесть групп: открытые (неуплотненные); защищенные от непосредственного соприкосновения колбы лампы с пылью и водой; закрытые - от пыли, воды и паров (негерметичные); герметичные - от паров и газов; взрывозащищенные; светильники для освещения помещений через проемы.

При расположении светильников для освещения взрыво- и пожароопасных помещений вне этих помещений допускается применение стационарных светильников нормального исполнения при условии изоляции их от производственной среды. В этих случаях освещение осуществляется через наглухо закрытые двойные фрамуги окон. При одинарном остеклении рам окон светильники снабжаются защитными стеклами или стеклянными колпаками.

Осветительная проводка выбирается в соответствии с категорией среды производства. Для взрыво- и пожароопасных производств проводка заключается в газовые стальные трубы или защищается покрытиями (асфальтовым лаком, эмалевой краской).

В местах, опасных в отношении образования взрыво- и пожароопасной смеси, применяются переносные взрывобезопасные светильники или прожекторы, расположенные за пределами опасной зоны.

3.3 ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Охрана атмосферного воздуха. Природоохранная деятельность на Западно-Ноябрьском месторождении осуществляется службами ОАО «Газпром-нефть ННГ». Охрана атмосферного воздуха осуществляется в соответствии с законом РФ «Об охране атмосферного воздуха».

Контроль за загрязнением атмосферного воздуха осуществляется отделом охраны окружающей среды , местными органами Госкомприроды, санэпидемстанцией, Госгортехнадзором и проводится в соответствии с положением.

При эксплуатации скважин на Западно-Ноябрьском месторождении для предупреждения газопроявлений и выбросов вредных веществ в атмосферный воздух службы экологического контроля осуществляют ряд технических, технологических и организационных мероприятий:

- собирают и максимально утилизируют попутный нефтяной газ при освоении эксплуатационных скважин;

-обеспечивают автоматическое отключение всех скважин при прорыве выкидной линии;

-исключают возможность выброса газовой фракции в атмосферный воздух;

-осуществляют постоянный контроль за техническим состоянием и исправностью добывающего и нагнетательного оборудования, за герметичностью устьевой арматуры;

-применяют закрытые и герметичные ёмкости для хранения нефти и ГСМ;

Факела аварийного сжигания газа оборудуется системой электрического сжигания, удовлетворяющий требованиям Минздрава РФ, Госкомприроды и «правилам безопасности в нефтяной промышленности». Его высота и местоположение должны обеспечивать рассеивание вредных веществ до предельно-допустимых концентраций их в приземном слое атмосферы. Рекомендуется сбрасываемый газ в факельную систему предварительно очищать от капельной жидкости, что обеспечит его бездымное сжигание.

Для уменьшения выбросов лёгкой фракции углеводородов в атмосферу необходимо устанавливать по всей технологической цепи сбора, подготовки и транспорта нефти только герметичное оборудование. Осуществлять постоянный контроль за дыхательной и предохранительной арматурой, регулирующей нормальную эксплуатацию имеющихся резервуаров. Аварийный факел оборудуется системой дистанционного розжига горелок.

Снижение загрязнения атмосферного воздуха вредными выбросами из технологических печей достигается методами оптимизации процесса сжигания топлива. В качестве топлива используется природный газ, как наиболее экологически чистый вид топлива. Все мероприятия должны обеспечивать соблюдение предельно допустимых концентраций загрязняющих веществ в атмосферном воздухе.

В ОАО «Газпром-нефть ННГ» существует план ликвидации аварий, по оповещению служб, организаций, которые должны участвовать в ликвидации аварий, перечень требуемых технических средств и аварийного запаса обезвреживающих реагентов.

Трубопроводы, проложенные на территории Западно-Ноябрьского месторождения (нефтепроводы, водоводы) в местах пересечения их водотоками в аварийных ситуациях являются основными источниками загрязнения поверхностных вод. Для опасных участков разработаны планы ликвидации загрязнения.

Основными видами работ, выполняемых при ликвидации нефтяных загрязнений, являются:

-доставка технических средств к месту разлива нефти;

-локализация нефтяного загрязнения на водных территориях;

-временное хранение и транспорт водонефтяных эмульсий;

-контроль за произведёнными работами.

В целях поддержания благоприятного гидрологического режима, улучшения санитарного состояния, рационального использования водных ресурсов рек и озёр, находящихся на территории Западно-Ноябрьского месторождения, установлены границы водо-охранной зоны, в состав которой входит поймы рек. В эту зону попадает большое количество скважин и кустов, поэтому необходимо соблюдать мероприятия по предотвращению загрязнения природных вод.

При дальнейшей эксплуатации и последующему разбуриванию месторождения необходимо решать вопрос по проведению технических и технологических мероприятий, обеспечивающих их экономически чистую эксплуатацию:

-усиление обваловки вокруг кустовой площадки до отметок выше максимального уровня паводковых вод на 0,5 - 0,8 м;

-устройство гидроизоляции площадки;

-обеспечение отвода изливов нефти во время ремонта и аварий по герметизированным сетям в специальную ёмкость;

-исключить попадание отходов бурения в водоносные горизонты;

При сборе, подготовке, транспорте нефти предусмотрена герметизированная система для полного исключения возможности загрязнения гидрографической сети месторождения.

Охрана почвенного покрова.Экологический результат рекультивации нарушенных почв на Западно-Ноябрьском месторождении заключается в создании благоприятных условий функционирования экологических систем в данном районе после их восстановления. Технически возможные методы рекультивации определяются характеристикой нарушенных земель (форма и морфометрические параметры техногенного рельефа, мощность и пригодность почв к освоению, условия увлажнения).

Воздействие строительного периода на почвенно-растительный покров (ПРП) определяется конструктивной схемой прокладки трубопроводов, технологией сооружения и условиями местностей. Между тем, именно почвенный покров, представляющий плодородную верхнюю часть земной коры, аккумулирует влагу и питательные вещества, обеспечивают существование и воспроизводство растительных организмов. В дальнейшей разработке месторождения необходимо предусматривать:

-строгое размещение в пределах земельного отвода базы хозяйственной части самих монтажников;

-максимальное сохранение во время строительства наземного яруса растительности и верхнего горизонта почв, проведение строительных работ в зимний период времени;

-разработку оптимальных маршрутов между буровыми с учётом рельефа местности;

-строительство специальных зимников для транспорта тяжелых комплексо-блочных установок (КБУ) к местам их монтажа;

При бурении скважин чрезвычайно опасны аварийные выбросы нефти, загрязняющие значительные по площади территории нефтепромысла. В этой связи необходимо:

-располагать скважины и кусты на землях не занятых лесом, особенно в районе реликтовых лесов;

-исключить размещение кустов и скважин в затопляемых, пойменных зонах;

-при монтаже буровых установок запроектировать гидроизоляцию площадок под объекты: вышечно-лебёдочный, насосный и силовой блоки, блок приготовления растворов и т.д.

-исключить применение в буровых растворов нефтепродуктов, заменяя их раствором с полимерными реагентами. Однако здесь необходимо учитывать наличие норм ПДК на акриловые полимеры для водоёмов рыбохозяйственного назначения;

- предусмотреть при завершении строительства сборку и вывозку бытового и производственного мусора в места свалки, согласованные с землепользователем, с последующей их ликвидацией.

Для соблюдения этих требований необходимо осуществлять контроль за состоянием почв на месторождении, охватывающих их загрязнение, нарушением и учётом отводимых во временное использование и возвращенных земель, также за качеством и своевременностью проведения рекультивационных работ.

...