Нефть. нефть_01. Расчет межремонтного периода работы фонда скважин 5 Разработка мероприятий по увеличению мрп работы скважин 6
 Скачать 0.66 Mb.
|
ОглавлениеВведение 3 Расчет межремонтного периода работы фонда скважин 5 Разработка мероприятий по увеличению МРП работы скважин 6 ПРИЕМ И СДАЧА СКВАЖИНЫ С УШГН В РЕМОНТ И ИЗ РЕМОНТА 15 Проблемы и пути повышения МРП скважин на поздней стадии разработки месторождений 18 Мероприятия по увеличению межремонтного периода работы скважин оборудованных УЭЦН 24 Глоссарий 26 Заключение 27 Список использованной литературы 31 ВведениеМежремонтный период работы (МРП) является одним из основных показателей работы скважин, эксплуатируемых установками погружных центробежных электронасосов, который характеризует, прежде всего, технический уровень оборудования и качество его изготовления, а так же эксплуатационную надежность скважин, т.е. качество подготовки скважин и эксплуатацию оборудования УЭЦН в определенных геолого-физических условиях работы. Под межремонтным периодом работы скважины или групп скважин понимают среднее время работы между двумя очередными подземными ремонтами, связанными с подъемом оборудования из скважин, при одном и том же способе эксплуатации или эксплуатации одним видом оборудования. Основная задача работников ПРС и КРС является сокращение сроков ремонта, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин, повышение добычи нефти и газа при наименьших затратах. МРП работы скважин проводится, как правило, за скользящий год, т.е. помесячно за перемещающийся двенадцатимесячный период. Расчет МРП работы скважин может проводиться за любой расчетный период (месяц, квартал, полугодие, год). Плановый межремонтный период каждой скважины проектируют, исходя из запланированного числа планово-предупредительных ремонтов, с учетом средней продолжительности (в часах) каждого вида ремонта. Фактический межремонтный период исчисляется исходя из фактических ремонтов данной скважины. Отношения фактически отработанного скважиной времени календарному называется коэффициентом эксплуатации. Целью данной работы является теоретическое ознакомление с мероприятиями по увеличению МРП работы скважин на месторождении. Для раскрытия темы данной работы были поставлены следующие задачи: - Анализ применяемого глубинно-насосного оборудования; - Анализ эффективности работы фонда скважин оборудованных УЭЦН на месторождении - Оценка эффективности методов увеличения межремонтного периода. Расчет межремонтного периода работы фонда скважинНастоящий расчет предназначен для определения и учета МРП по механизированному фонду действующих скважин. Межремонтный период определяется по действующему механизированному фонду скважин. Расчет МРП работы скважин производится за скользящий год, то есть за двенадцать месяцев с начала анализируемого периода, и также за текущий месяц (за 30 или 31 день с начала анализируемого периода). При расчете МРП скважин пользуются формулой:  где:  суммарное отработанное время всего механизированного фонда действующих скважин за учитываемый период (месяц/год, используются данные из формы МЭР), сут.N – количество отказов ГНО за отчетный период (текущий месяц, скользящий год), шт. 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. Отказы ГНО учитываются в том месяце, когда они произошли, вне зависимости от того, определина ли окончательно причина отказа. За отказ ГНО принимают только: 1. Параметрический отказ, повлекший за собой демонтаж ГНО. 2. Отказ функционирования. В расчете МРП не учитывают демонтажи исправного ГНО для проведения работ со скважиной. При этом время простоя скважины на данные операции в расчёт параметра «ТМРП» не включают [3]. Разработка мероприятий по увеличению МРП работы скважинДля повышения надежности работы скважин, установки штанговых насосов комплектуются необходимым дополнительным оборудованием: Газопесочный якорь - предназначен для предотвращения попадания свободного газа и механических примесей в насос, он применяется на скважинах с большим газовым фактором и выносом механических примесей. Монтируется ниже приема насоса в скважинах с обводненностью менее 75%. Фильтр заглушка - устанавливается на приеме насоса (вворачивается в корпус приемного клапана) и служит для защиты насоса от попадания в него наиболее крупных посторонних предметов. При использовании клапанов-отсекателей на приеме вставных насосов фильтр - заглушка используется расчетной длины. Лифтовый клапан - отсекатель применяется со вставным насосом и предназначен для производства подземного ремонта по смене насоса без глушения скважины [5]. Автосцеп - предназначен для автоматического соединения колонны штанг с плунжером насоса, спущенного вместе с цилиндром невставного насоса, или соединения колонны штанг с вставным насосом, в случае его спуска на НКТ, предварительно смонтировав в посадочном гнезде. Автосцеп монтируется на нижнем конце колонны штанг. Центраторы Насосных Штанг применяются для предупреждения истирания НКТ и штанговых муфт в процессе эксплуатации наклонных скважин. Монтируются центраторы между штангами в местах, наиболее подверженных истиранию. Скрепки - центраторы колонны штанг применяются с целью очистки лифтовых труб и тела штанг от отложений парафина и истирания НКТ и штанговых муфт при эксплуатации ШГН, в наклонно-направленных скважинах. Длина колонны штанг со скребками - центраторами выбирается, исходя из глубины отложений парафина в НКТ. Расстояние между скребками - центраторами по длине штанги должно быть меньше длины хода полированного штока [5]. Магнитный активатор - предназначен для снижения интенсивности парафиноотложений и коррозии внутрискважинного оборудования. Магнитный активатор монтируется на приеме штангового насоса между гозапесочным якорем и приемным клапаном (или клапаном - отсекателем для НСВ). Отсекатель устьевой сальниковый предназначен для отсечения возможного излива добываемой жидкости из скважин в случае обрыва полированного штока и выхода его из сальника. Фильтр Пружинный - предназначен для предотвращения попадания крупных частиц в насос. Устанавливается ниже приема насоса. Внутри корпуса фильтра расположена пружина, зазор между витками пружины может регулироваться гайками. Центратор амортизирующий или КДНШ (компенсатор движения насосных штанг) - предназначен для снижения динамических нагрузок на колонну штанг, устанавливается в местах, наиболее подверженных обрывам и отворотам. Корпус центратора внутри имеет полое пространство, а также два отверстия вверху и внизу. При ходе колонны штанг вверх происходит заполнения полости центратора через нижнее отверстие, под поршнем создается давление, равное давлению газожидкостной смеси в НКТ. При последующем ходе колонны штанг вниз поршень движется вниз, и через верхнее отверстие происходит заполнение полости над поршнем, и в ней также создается давление. Таким образом, сжимающаяся жидкость является компенсатором нагрузки на колонну штанг. Вращающийся вокруг своей оси шток позволяет избежать отворот штанг. Шарнирная штанга - применяется на скважинах, оборудованных ШГН для предотвращения отворота колонны штанг. Устанавливается в местах, наиболее подверженных отворотам. Состоит из двух полумуфт, в которых расположены полуштанги, способные вращаться вокруг своей оси. ШТАНГОВРАЩАТЕЛЬ Штанговращатель предназначен для предотвращения самоотвинчивания насосных штанг [8]. Скребки - центраторы колонны штанг применяются с целью очистки лифтовых труб по всему внутреннему диаметру от отложений парафина, истирания НКТ и штанговых муфт при эксплуатации ШГН, в наклонно направленных скважинах. Применение штанговращателей позволяет: 1. увеличить эффективность работы скребков - центраторов - вращение колонны штанг тем самым достигается обработка всего внутреннего диаметра НКТ. 2. уменьшить число отворотов на колонне штанг - вращение колонны производится на заворот. 3. обеспечивает равномерный износ насосных штанг, плунжера штангового насоса и устьевого штока. АВТОСЦЕП предназначен для автоматического соединения колонны штанг с плунжером насоса, спущенного вместе с цилиндром невставного насоса, или соединения колонны штанг с вставным насосом, в случае его спуска на НКТ, предварительно смонтировав в посадочном гнезде. Автосцеп монтируется на нижнем конце колонны штанг. ЦЕНТРАТОРЫ НАСОСНЫХ ШТАНГ применяются для предупреждения истирания НКТ и штанговых муфт в процессе эксплуатации наклонных скважин, оборудованных ШГН. Монтируются центраторы между штангами в местах, наиболее подверженных истиранию. Монтируются по одному на штангу в интервалах набора кривизны бол ее 2° на 10 м. Скребки - центраторы колонны штанг применяются с целью очистки лифтовых труб и тела штанг от отложений парафина и истирания НКТ и штанговых муфт при эксплуатации ШГН, в наклонно направленных скважинах. Длина колонны штанг со скребками-центраторами выбирается исходя из глубины отложений парафина в НКТ. Расстояние между скребками-центраторами по длине штанги должно быть меньше длины хода полированного штока. Песочный якорь применяется для снижения влияния ТВВ на работу насоса в высокообводненных скважинах с низким содержанием свободного газа. Обязательными комплектациями для всех насосов является применение якорей. Выбор конструкции якоря определяется КВЧ, содержанием воды и свободного газа. Насосы типа НН обязательно комплектуются клапанным узлом, позволяющим произвести слив жидкости при подъеме НКТ. Спуск насосов типа НВ при ревизии НКТ производится только с применением автосцепа. ПЕРЕПУСКНОЙ КЛАПАН ШГН применяется для обеспечения циркуляции при промывке или глушении на скважинах, оборудованных ШГН. Предотвращает попадание в насос парафина, а также размягчение эластомера статора ШВН при проведении АДП. Монтируется над насосом. ФИЛЬТР ПРУЖИННЫЙ предназначен для предотвращения попадания крупных частиц в насос. Устанавливается ниже приема насоса. Внутри корпуса фильтра расположена пружина, зазор между витками пружины может регулироваться гайками. ФИЛЬТР НАСОСА ШГН устанавливается ниже приемного клапана, защищает от попадания крупных механических примесей и посторонних предметов в насос. Также применяется на скважинах, оборудованных невставными ШГН для обеспечения слива жидкости из НКТ при подъеме. Монтируется над приемным клапаном [1]. Фильтр штангового глубинного насоса (ФШГН) в сборе устанавливается на колонне НКТ под насосом ШГН. ФШГН представляет собой сборную конструкцию, состоящей из перфорированной трубы с щелевым проволочным фильтрующим элементом, трубы приемной. Для улавливания механических примесей ниже ФШГН устанавливается отстойник из труб НКТ, в нижней части отстойника устанавливается заглушка. Изготавливаются два конструктивных исполнения фильтров: исполнение 1- щелевые отверстия соединительной трубы; исполнение 2- отверстия круглого сечения соединительной трубы. Исполнение 1- для высокодебетных скважин, обладает большой пропускной способностью, большей производительностью из-за большой площади щелевых отверстий. Исполнение 2- для малодебетных скважин, обладает меньшей пропускной способностью, меньшей производительностью из-за меньшей площади отверстий в сравнении с исполнением 1, более высокая прочность фильтрующей части корпуса соединительной трубы.  Рис. 1. Фильтр насоса ШГН ЦЕНТРАТОР АМОРТИЗИРУЮЩИЙ ИЛИ КДНШ (компенсатор движения насосных штанг) предназначен для снижения динамических нагрузок на колонну штанг, устанавливается в местах, наиболее подверженных обрывам и отворотам. Корпус центратора внутри имеет полое пространство, а также два отверстия вверху и внизу. При ходе колонны штанг вверх происходит заполнение полости, центратора через нижнее отверстие, под поршнем создается давление, равное давлению газожидкостной смеси в НКТ. При последующем ходе колонны штанг вниз поршень движется вниз, и через верхнее отверстие происходит заполнение полости над поршнем, и в ней также создается давление. Таким образом, сжимающаяся жидкость является компенсатором нагрузки на колонну штанг. Вращающийся вокруг своей оси шток позволяет избежать отворот штанг. Технический результат, который может быть получен при осуществлении данного изобретения, сводится к следующему: - конструкция устройства позволяет отказаться от применения в качестве рабочей жидкости - жидкости, добываемой из скважины; - увеличения ресурса работы и снижение затрат, связанных с его изготовлением и эксплуатацией; - возможность настройки на технологический режим эксплуатации для каждой конкретной скважины. Технический результат достигается с помощью известного устройства, установленного в составе колонны глубинно-насосных штанг, содержащее гидроцилиндр, плунжер с гидравлическим каналом, и кольцевую камеру между ними, заполненную жидкостью и изолированную от осевого канала лифтовой колонны труб путем установки пробки в цилиндре. Гидравлический канал выполнен в виде спиральной винтовой канавки на теле плунжера. ШАРНИРНАЯ ШТАНГА применяется на скважинах, оборудованных ШГН для предотвращения отворота колонны штанг. Устанавливается в местах, наиболее подверженных отворотам. Состоит из двух полумуфт, в которых расположены полуштанги, способные вращаться вокруг своей оси. ЦЕНТРАТОР РОЛИКОВЫЙ применяется для предупреждения истирания НКТ и штанг в процессе эксплуатации наклонных скважин, оборудованных ШГН. Монтируется в местах, наиболее подверженных истиранию [8].  Рис. 2. Центратор роликовый Роликовые центраторы: длина дополнительного оборудования - 1 м. Устанавливается между обычными штангами в начале и по окончанию каждого интервала с темпом набора кривизны более 1.5° / 10 метров до глубины не более 600 м. Если длина опасного участка более 20 метров то роликовые центраторы устанавливаются через каждые три штанги. Центратор роликовый предназначен для центрирования секций обсадных колонн или хвостовика по сечению скважины и уменьшения механического трения и осевого сопротивления движению как в обсаженных, так и в открытых стволах [8]. Объектом применения устройства являются секции обсадных колонн или хвостовики условным диаметром 114 - 324 мм. Область применения устройства – вертикальные, наклонно-направленные (пологие) стволы скважин, и стволы с горизонтальным окончанием, в которые спускаются секции обсадных колонн или хвостовики диаметром 114 - 324 мм, как с цементированием, так и без него. Рабочая среда, в которой работает устройство – буровой и тампонажный растворы, обработанные химическими реагентами, минерализованная пластовая вода, нефть и газ [4]. Таблица 1 - Мероприятия по увеличению МРП работы скважин оборудованных УШСН
ПРИЕМ И СДАЧА СКВАЖИНЫ С УШГН В РЕМОНТ И ИЗ РЕМОНТАДо переезда ремонтной бригады на скважину заказчик (ЦДНГ) обязан: – проверить наличие и состояние подъездных путей и при необходимости провести отсыпку, планировку; – произвести очистку территории устья скважины в радиусе 30 м от замазученности, посторонних предметов, снега и т.п.; – проверить и отревизировать станцию управления СК, оборудовать штепсельным разъемом для подключения оборудования бригад ПРС (КРС); – проверить и отревизировать тормозную систему СК укомплектовать устьевое оборудование скважины согласно схеме обвязки; – устранить пропуски нефти, газа и воды на соседних скважинах; – проверить работоспособность коллектора; – обозначить указателями все мелкозаглубленные коммуникации, которые могут быть повреждены при переездах трактора с оборудованием или другой тяжелой техники; – на СК типа ПФ 8-3-40 должны быть откинуты головки балансира и демонтированы ограждения кривошипа силами ПРЦЭО (по заявке). За исправность системы откидывания головки балансира отвечает ЦДНГ (как лицо, принимающее качество ППР от ЦПП). Ответственность за выполнение перечисленных выше пунктов несет мастер ЦДНГ. Передача скважины в ремонт с неисправными СК или технологической обвязкой не допускается. Ответственность за простой бригад ПРС (КРС) по причине неготовности скважины к ПРС (КРС) возлагается на ЦДНГ. Состояние скважины и территории вокруг нее до начала ремонта и после ремонта оформляется актом. В случае отказа мастера добычи прибыть на куст для сдачи куста ЦПРС претензии по состоянию территории куста после ПРС не принимаются. В случае отказа мастера ПРС прибыть на куст для приема куста для ПРС перечень претензий к ЦПРС определяется мастером добычи, что является основанием для отказа от приема скважины от ЦПРС [5]. За 2 часа до окончания ремонта на скважину вызывается представитель ЦДНГ. Если в течение 3 часов представитель ЦДНГ не является, то, удостоверившись, что цель ремонта достигнута, бригада переезжает на другую скважину согласно плану-графику. Прием-сдача скважин после ремонта производится: в дневное время – мастером ЦПРС (ЦКРС) и мастером (старшим оператором) ЦДНГ; в ночное время – старшим оператором ЦПРС и дежурным оператором ЦДНГ. В случае когда по приезде представителя ЦДНГ скважина не готова, то прием-сдача скважины из ремонта переносится на дневное время – с 09.00 до 16.00. Представителем ЦДНГ может являться оператор добычи или исследования скважин не ниже 4 разряда, представитель обязан визировать все первичные акты, составляемые ЦПРС (ЦКРС), ЦПП. Отказ от рассмотрения актов может считаться простоем в ожидании представителя ЦДНГ (не более 3 часов). Представитель ЦДНГ перед выездом на приемку скважины знакомится с планом на ремонт. В присутствии представителя ЦДНГ производится вызов подачи. При запуске ШГН после появлении подачи на устье производить опрессовку лифта на давление не менее 40 кгс/см2. При этом считать установку годной к эксплуатации при падении давления на: – НВ (НН)-29-32 – не более 5 кгс/см2 за 1 мин; – НВ (НН)-38 и свыше – не более 10 кгс/см2 за 1 мин. Если утечка большая и давление на буфере не поднимается или снижается, то работы по ремонту продолжаются. Вызов подачи производится только станком-качалкой, использование подъемного агрегата допускается только с согласия представителя ЦДНГ. В случае если запуск скважины невозможен по причинам неисправности СК, необходимости центровки головки балансира или правки устья, необходимости переобвязки скважины и т.п., запуск в работу после вызова подачи производится в течение 3 суток по истечении указанного срока, в случае преждевременного отказа вина возлагается на ЦДНГ. При приеме скважины от бригады ПРС и КРС проверяются: – соответствие фактически выполненных работ работам, указанным в плане на ремонт; – правильность подвески полированного штока; – укомплектованность фланцевых соединений шпильками, гайками и качество их крепления; – состояние территории кустовой площадки (согласно акту приема-сдачи территории скважины). Правильная подгонка штанг, отсутствие стуков при ходе плунжера вниз и срыва насоса с замковой опоры (выхода плунжера из цилиндра) при ходе вверх проверяется динамометрированием. Динамограмма работы насоса в обязательном порядке приклеивается к эксплуатационному паспорту ШГН. Данные по результатам монтажа внутрискважинного оборудования, режим откачки, дата пуска насоса в эксплуатацию заносятся в эксплуатационный паспорт насоса и в базу данных . После окончания работ, если цель ремонта достигнута, скважина в течение 2 суток по акту сдается ЦДНГ. Акт подписывают мастер ЦПРС или ЦКРС – с одной стороны и старший инженер, мастер ЦДНГ – с другой. Все спорные вопросы решаются на закрытии месяца по ПРС. Проблемы и пути повышения МРП скважин на поздней стадии разработки месторожденийНа поздней и завершающей стадиях разработки нефтяных месторождений особо остро стоит вопрос о рентабельности эксплуатации добывающих скважин. При снижении дебита скважин по нефти для поддержания рентабельности на необходимом уровне требуется сокращение эксплуатационных затрат на обслуживание и ремонт скважин. Именно поэтому задача повышения межремонтного периода (МРП) скважин становится актуальной. По методике НК «Роснефть» это показатель, который равен отношению отработанного времени за скользящий год действующего добывающего фонда скважин к количеству ремонтов скважин по причине отказа скважинного насосного оборудования за этот же скользящий период. Соответственно, от величины МРП напрямую зависят такие показатели предприятия, как: • количество текущих ремонтов скважин (ТРС), связанных с ликвидацией отказа оборудования; • затраты на проведение ТРС; • затраты на замену скважинного оборудования (НКТ, штанг, ЭЦН, ШГН и т.д.), так как ресурс оборудования зависит ещё и от количества спуско-подъёмных операций; • потери по нефти при простое скважины в ожидании ремонта, во время самого ремонта и во время вывода скважины на режим; • коэффициент эксплуатации скважин и, соответственно, в конечном счёте – добыча нефти. В связи с вышеизложенным ОАО «Удмуртнефть» приложило много усилий для налаживания системной работы с фондом скважин и достижения высоких показателей МРП.  Рис. 3. Динамика МРП ОАО «Удмуртнефть» На рис.3 представлен график изменения показателя МРП и количества отказов глубинно-насосного оборудования с 2005 г. по август 2009 г. Как видно из графика, МРП за 5 лет вырос более чем в 2 раза и является одним из самых высоких в НК «Роснефть». В подтверждение достигнутого уровня МРП приведена динамика количества отказов по годам, количество которых также уменьшилось более чем в два раза. Основными составляющими комплекса мероприятий по повышению МРП явилось следующее. 1. Организация работы. Прежде всего акционерное общество сделало большой акцент на организацию системной работы по повышению работоспособности оборудования, которая охватывает все направления, прямо или косвенно обеспечивающие безотказность работы скважинного оборудования.  Рис.4. Структура работы с ГНО На рис. 4 показана организационная схема работы с глубинно-насосным оборудованием (ГНО). Одним из основных элементов организации управления МРП стали «Дни качества», которые проводятся еженедельно на уровне НГДУ и ежемесячно на уровне ОАО «Удмуртнефть», где основным вопросом является выявление причин отказов скважин. Ежеквартальные совещания на уровне общества с участием цеховых технологов и всех сервисных организаций проводятся для анализа работы фонда за отчётный период, на которых рассматриваются проблемные вопросы с участием представителей научно-производственных и сервисных организаций. Эти мероприятия способствуют более глубокому анализу причин отказов [4]. 2. Технические мероприятия. Одним из высокоэффективных мероприятий по повышению МРП скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками (СШНУ), явилась ультразвуковая дефектоскопия штанг (УЗК). В 2007 г. ОАО «Удмуртнефть» организовало ультразвуковую дефектоскопию штанг. До организации УЗК доля брака в заводской продукции доходила до 8%. Вся забракованная продукция была возвращена заводам-изготовителям. В настоящее время доля брака с заводов составляет 0,8-1,6%. Это позволило значительно снизить отказы по обрывам штанг (рис.3). 3. Вывод скважин на режим. С 2006 г. выводу на режим скважин, оснащенных скважинным глубинным оборудованием, уделяется повышенное внимание. Составлены регламенты по выводу на режим каждого вида оборудования: УЭЦН, ШГН, ШВН, проведено обучение, проверка знаний рабочих и ИТР, налажена система контроля за процессом.  Рис.5. Динамика обрывов штанг ОАО «Удмуртнефть» 4. Эффективная борьба со скважинными осложнениями. При эксплуатации скважин ОАО «Удмуртнефть» сталкивается с такими осложнениями, как отложения АСПО, коррозия оборудования, образование эмульсии, отложения солей на ГНО. Системная работа с этими осложнениями (см. рис. 4) позволила значительно повысить наработку на отказ и МРП скважин. Достигнутые высокие показатели МРП специалисты общества не считают пределом возможного, после которого дальнейшее повышение МРП может привести к снижению КПД насосного оборудования, к повышенному энергопотреблению и увеличению его аварийности [6]. скважины в интервале спуска УЭЦН, превышающем 20 на 10 метров, требуется техническое усовершенствование УЭЦН. Это требование возникает в связи с имеющимися случаями одностороннего износа валов насосов (см. рис.7), работающих в интервале завышенной кривизны. Условия заводаизготовителя о допустимом темпе набора кривизны в интервале спуска до 20 , а в интервале работы УЭЦН всего 3 минуты на 10 м не всегда выполнимы. Кроме того, погрешность геофизических приборов при снятии профиля скважины не позволяют точно определить такой интервал. В связи с этим возникает вопрос о необходимости шарнирных соединений в интервале ловильной головки и месте соединения двигателя с насосом. Имеются инженерные разработки и испытания шарнирных соединений «УфаНИПИнефть», а выпуск их в заводском исполнении не ведется. Кроме того, допустимый темп набора кривизны зависит от диаметра и длины УЭЦН, а в заводских инструкциях по эксплуатации УЭЦН такой таблицы нет. Неоднократно ставился вопрос перед заводами-изготовителями, выпускающими УЭЦН, о необходимости напорных характеристик УЭЦН в зависимости от вязкости добываемой жидкости. Например, для вязкости 50, 100, 150, 200 мПа·с отсутствие таких напорных характеристик затрудняет применение УЭЦН в оптимальном режиме. Однако, ни один завод такие характеристики в инструкциях по эксплуатации УЭЦН не прилагает. Немало вопросов технического и технологического характера возникает при эксплуатации СШНУ. Требуется также дальнейшее совершенствование и оптимизация методов борьбы с осложнениями в целях повышения МРП и наработки на отказ.  Рис. 6. Борьба с осложнениями В пользу имеющегося потенциала повышения МРП свидетельствует тот факт, что наряду со скважинами, работающими без ремонта 3 и более года, существует и часторемонтируемый фонд, где количество ТРС превышает 3 и более ремонтов в год. Для поддержания достигнутого уровня МРП скважин и дальнейшего его наращивания необходимо развивать все направления комплекса мероприятий, включая и организационные методы управления работоспособностью оборудования. Такими мероприятиями могли бы быть создание лаборатории инженерного мониторинга скважинных осложнений и внедрение системы материального и морального стимулирования за фактические показатели по МРП. Одним из тормозящих факторов дальнейшего роста МРП является коррозия скважинного оборудования. Применение ПЭД второй группы исполнения (коррозионностойкие) в сильно агрессивных средах повышают срок работы ПЭД до 2 раз по сравнению с ПЭД обычного исполнения, однако выход из строя УЭЦН по причине коррозии корпуса ПЭД остается высоким. Поэтому работу по обеспечению коррозионной устойчивости ПЭД в сильно агрессивных средах следует вести в комплексе мероприятий: применение антикоррозионных покрытий, применение протекторной и катодной защиты и т.п. Для обеспечения продолжительной наработки УЭЦН, работающем в интервале, где темп набора кривизны более 1 градуса на 10 метров, а также в случае превышения темпа набора кривизны [4]. В целом при комплексном подходе к решению вопроса повышения наработки на отказ и МРП можно достичь высоких результатов и при использовании продукции отечественного машиностроения. Мероприятия по увеличению межремонтного периода работы скважин оборудованных УЭЦННа сегодняшний день в НГДУ “ЛН” для увеличения межремонтного периода работы скважин, оборудованных УЭЦН выполняют следующие мероприятия: фрезерование скважины, чистка лифта, обработка ПЗП горячей нефтью, депарафинизация, электропрогрев. Обработка ПЗП горячей нефтью. В качестве теплоносителя используют нагретую сырую нефть, конденсат (газолин), керосин и дизельное топливо. Для прогрева ПЗП требуется 15-30 м3 теплоносителя, нагретого до 90-95 0С в паропередвижных установках или электронагревателях. ПЗП может прогреваться при циркуляции теплоносителя и продавливания его в пласт. В первом случае теплоноситель закачивают через затрубное пространство. При этом растворяется часть парафина на стенках эксплуатационной колонны и парафино асфальто смолистые вещества в призабойной зоне и они вытесняются до приема насоса. Этот способ прост, так как не требует остановки скважины. Однако прокачивание теплоносителя через затрубное пространство сопровождается большим расходом тепла на нагрев эксплуатационной колонны и не оказывает достаточного теплового воздействия на ПЗ. При втором способе из скважины извлекают подземное оборудование, спускают НКТ и по ним продавливают в пласт теплоноситель. Затем в скважину спускают глубинный насос и расплавленные отложения выносятся на поверхность вместе с нефтью при откачке жидкости. Недостатки этого способа - необходимость остановки скважины и привлечение к работе бригады подземного ремонта. Однако эффективность этого способа выше, чем первого. Электропрогрев скважины. Обработку ПЗП электронагревателями осуществляют путем циклического и стационарного электропрогрева. Циклический электропрогрев заключается в периодическом прогреве ПЗП от глубинного электронагревателя, устанавливаемого против интервала перфорации. Сущность стационарного электропрогрева заключается в постоянном прогреве ПЗП глубинным электронагревателем в процессе эксплуатации скважины ГлоссарийМРП — межремонтный период. ННО — наработка на отказ. МЭР — месячный эксплуатационный рапорт. ГПЗ - газоперерабатывающий завод. ВНК - водонефтяной контакт. ШГН - штанговый глубинный насос. ЭЦН - электро-центробежный насос. ГТМ - геолого-технические мероприятия. НКТ - насосно-компрессорная труба. ОПР - опытно-промышленные работы. НО — наземное оборудование, оборудование, смонтированное на поверхности земли (оборудования устья скважины, станок качалка, станция управления, трансформатор и т.д.). ГЗУ - групповая замерная установка. Механизированный фонд скважин — фонд скважин, эксплуатируемый оборудованием, использующим энергию, подаваемую с поверхности земли. Межремонтный период — показатель, характеризующий продолжительность работы скважины между датой вывода скважины на режим и датой ее остановки, по причине отказа ГНО. Наработка на отказ — показатель, характеризующий работоспособность ГНО с момента кнопочного запуска до момента остановки скважины, по причине отказа, повлекшего за собой демонтаж ГНО. ЗаключениеПредприятие по добычи нефти, использует последние инновации в науке и технике, пытаясь достичь максимального результата при минимальных вложениях. При этом вопросы, направленные на снижение затрат на обслуживание и ремонт глубинно-насосного оборудования, а также сокращение времени простоев и ремонта, становятся все более актуальными и жизненно важными в деятельности нефтяных компании На поздней и завершающей стадиях разработки нефтяных месторождений особо остро стоит вопрос о рентабельности эксплуатации добывающих скважин. При снижении дебита скважин по нефти для поддержания рентабельности на необходимом уровне требуется сокращение эксплуатационных затрат на обслуживание и ремонт скважин. Именно поэтому задача повышения межремонтного периода (МРП) скважин становится актуальной. Основные мероприятия: 1) На скважинах, связанных с отказами штанговой колонны: - технологическим службам ЦДНГ производить перерасчёт прочностных характеристик штанговой колонны при любых изменениях параметров работы оборудования и режимов работы скважины; - применительно ко всем скважинам, где заведомо прогнозируется (или предполагается) изменения факторов, связанных с увеличением нагрузок в ТПШ (снижение Рпл и, соответственно, Рзаб и Нд, увеличение обводнённости, отложение АСПО, увеличения давления на линии и т. п.), в расчётах приведённых напряжений следует предусматривать коэффициент запаса прочности. Не допускать работу колонны штанг на граничных условиях приведённых напряжений; - ЦПРС запретить приём и спуск штанг при отсутствии паспорта на колонну штанг или неполном заполнении; - доукомплектовать ключи с гидроприводом пультами управления, позволяющими задавать и контролировать регламентируемый момент свинчивания штанг и НКТ (в настоящее время СПО ведутся с неопределённым и неконтролируемым моментом затяжки, что приводит к отворотам или деформации резьбы) ; - при использовании ручных штанговых ключей, по рекомендации АНИ длина рукоятки ручного ключа (применительно к наиболее распространённому типоразмеру штанг диаметром 7/8) должна составлять 520мм. (+/- 40мм.), что при довороте, после упора в бурт, обеспечивает крутящий момент, равный 700Н/м (70кг/м) при 3-4 приёмах резкого доворота. При этом следует иметь в виду, что резьба должна быть идеально чистой и смазанной; - доукомплектовать штанговые колонны со скребками-центраторами штанговращателями; - при высоких динамических уровнях в целях снижения нагрузок и экономии штанг шире применять внедрение дифференцированных подвесок; - рекомендуемый режим откачки: минимальное число качаний при максимальной длине хода ТПШ; - погрузочно-разгрузочные работы пакетов штанг производить только с применением специальной траверсы и промышленных полотенец; - защитные колпачки с резьбовой части штанг снимать только после того, как штанга подвешена на элеватор, т. е. находиться в вертикальном положении; 2) На скважинах, склонных к образованию солей: - проводить селективную изоляцию обводненных пропластков и снижать отбор жидкости; - производить периодические заливки ингибитора солеотложений в скважину (СНПХ-5313); - внедрять глубинные дозаторы с СНПХ-1004 (предотвращение солеотложения и коррозии) (но нужен химический анализ осадков, взятых непосредственно с места производства работ, для того чтобы знать какой ингибитор использовать); - производить ежемесячный контроль выноса реагента с глубинных дозаторов. - при проведении ПРС производить исследования э/к на герметичность и заколонную циркуляцию на тех скважинах, где часто производятся ремонты, связанные с солеотложениями; - использования оборудования с малой шероховатостью и малой адгезией т.е. НКТ с покрытием: стекло, смола эпоксидная; - при глушении и промывке скважин использовать облагороженную жидкость. Большая часть отложений солей это сульфид железа который образуется в результате взаимодействия оксида железа и сероводорода. Скорость роста отложений в присутствии сульфида железа существенно выше, чем при их отсутствии. Частицы сульфидов железа являются центром, на котором происходит зарождение и дальнейший рост кристаллов солей. Предотвращение образования сульфида железа может быть достигнуто уменьшением оксида железа или его нейтрализацией. Это может быть достигнуто в результате добавления СНПХ-5313 в жидкость глушения; 3) Для предотвращения коррозии: - проводить селективную изоляцию обводненных пропластков и снижать отбор жидкости; - внедрять глубинные дозаторы с СНПХ-1004 (предотвращение солеотложения и коррозии) ; - производить ежемесячный контроль выноса реагента с глубинных дозаторов. - применять УЭЦН и УШГН в антикоррозионном исполнении или с протекторной защитой. - внедрить алюминевые протектора на НКТ. - производить контроль за рН средой при проведении ПРС, связанных с закачкой в пласт кислоты; 4) На скважинах, склонных к выносу твердых частиц из породы-коллектора или имеющих ремонты по причине засорения насосов: - применять шламоуловители, фильтры ФЛ-60 для УШГН и песчаный фильтр; - применять хвостовик от плавающего мусора; - отбирать пробы для проведения анализа качества и количества веществ, влияющих на засорение; - применять насосы в износостойком исполнении; - при промывке скважин контролировать вынос КВЧ; 5) На скважинах, склонных к образованию эмульсии: - внедрять глубинные дозаторы с МЛ-81-б или деэмульгаторы Дисолван, Сепарол; - производить периодические заливки МЛ-81-б; - внедрять делители фаз; - применять насосы увеличенного диаметра с увеличенным всасывающим клапаном; - преимущественный режим откачки: максимальная длина хода ТПШ при минимальном числе качаний; 6) Для снижения количества ремонтов по причине негерметичности НКТ: - для предотвращения истирания НКТ муфтами колонны штанг применять подвески штанг с центраторами; - при свинчивании труб использовать герметизирующую смазку; 7) Для уменьшения механического износа на искривленных скважинах применять подвески штанг с центраторами. Список использованной литературыАнтипин. Ю.В. Интенсификация добычи нефти из карбонатных коллекторов // «Нефтяное хозяйство». 2007. №5. C.96-98. А.В. Дашевский, И.И. Кагарманов, Ю.В. Зейгман, Г.А. Шамагаев “Справочник инженера по добыче нефти”. ООО “Печатник”, Стрежевой 2002 г., 235 с. Инструкция по контролю за производственной деятельностью исполнителей работ по механизированному фонду скважин, оборудованных ШГН, ШВН, на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз». 2006 год. – 45 с. Корпоративная социальная ответственность: учебник для бакалавров, Э.М. Короткова. – М.: Издательство Юрайт, 2012. – 445с. Лайонза У., Плизга Г. Большой справочник инженера нефтегазодобычи, 2009. С. 112-130. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Учебное пособие для вузов. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. С. 58-80. Положение по расследованию причин отказов УЭЦН. ОАО «НК» Роснефть» Москва 2007 год. С. 7-12. Стрекалов А.В., Грачева С.К. Влияние неустановившегося изменения фильтрационно-емкостных свойств на режимы эксплуатации пластовой системы // Нефтяное хозяйство, 2009. № 3. С. 58-60. Юрчук А. М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 2004, 114 с. |