Эксплуатация скважин с помощью УЭЦН. Преимущества и недостатки

-  выбор режима работы с автоматическим повторным включением после срабатывания защиты от перегрузки или без автоматического повторного включения;

-  выбор режима работы защиты от турбинного вращения двигателя или без защиты;

-   отключение электродвигателя при .снижении напряжения питающей сети ниже 0,75 В от номинального;

- отключение электродвигателя в зависимости от давления в трубопроводе по сигналам ЭКМ;

- непрерывный контроль сопротивления изоляции системы ПЭД - кабель с отключением электродвигателя при снижении сопротивления изоляции ниже 30- = кОм;

-   контроль тока в сети электродвигателя и контроль питания сети;

возможность регистрации тока электродвигателя регистрирующим амперметром;

-   имеет наружную световую сигнализацию об аварийном отключении;

отключение с помощью штепсельного разъема переносных токоприемников с током фазы не более 60 А;

-  подключение с помощью розетки в напряжении 220 В геофизических приборов с током до 60 А.

 

Обслуживание УЭЦН

Во время эксплуатации УЭЦН необходимо вести систематический контроль за состоянием всех электрических приборов, аппаратов и наземного оборудования.

Контроль за состоянием электрооборудования ЭЦН, а также за работоспособностью ЭЦН осуществляется специалистом по обслуживанию таких установок. В межремонтный период работы установки производится профилактический осмотр не реже чем через три месяца. При производстве профилактических работ осуществляется:

-      проверки состояния и подтяжка болтовых соединений, обращая особое внимание на затяжку болтовых соединений токоведущих цепей, так как искрение и нагрев при слабой затяжке могут вызвать перебой в работе блока управления;

-       проверка целостности и очистка всех изоляционных деталей;

- зачистка контактных поверхностей, не имеющих гальванопокрытия протираются бензином с последующей смазкой техническим вазелином.

После производства профилактических работ необходимо проверить функционирование защитных цепей установки. Ежедневный осмотр за работоспособностью установки ЭЦН производится оператором по добыче нефти и газа.

При этом оператор по добыче должен:

-       произвести внешний осмотр УЭЦН, на целостность всех входящих в него оборудований (токопроводящего кабеля, станции управления питающего трансформатора);

-   снимаются показания приборов на панели управления. ШГС (нагрузка по показанию амперметра, напряжение в питающей сети, сопротивление изоляции, срабатывание элементов защиты), все изменения параметров по этим контрольным приборам передаются специалисту по обслуживанию ЭЦН и диспетчеру. Своевременное принятие соответствующих мер по устранению этих неисправностей позволяет увеличить межремонтный ресурс работы ЭЦН;

-  контроль за работой установки путем опрессовки, когда преднамеренно поднимается давление. При исправной работе ЭЦН в зависимости от типа установки, при правильной фразировке поднятия давления до определенного давления производится за определенный промежуток времени. Контроль за работой ЭЦН можно также осуществлять путем снятия замеров - это один из главных факторов стабильной работы ЭЦН.

По изменению нагрузки можно  судить о запарафиненности труб НКТ  или же об уменьшении КПД насоса из-за попадания песка через сетчатый фильтр, уменьшение нагрузки - первый признак  негерметичности в трубах НКТ  или пропуска части жидкости через  перепускной клапан устьевой арматуры. Комплексный подход при анализе  изменения нагрузки, нестабильности дебита, прослеживание динамического  и статических уровней позволяет  своевременно планировать вид ремонтных  работ.

При уменьшении динамического уровня с работающей установкой до минимальных  критических значений производится переключение работы ЭЦН на соответствующий  режим, поддерживающий безопасный для  работы ЭЦН динамический уровень. Оператор по добыче нефти и газа также должен знать основные характеристики обслуживаемых ЭЦН, уметь производить пуск и остановку установки.

24. Текущий ремонт скважин.  Классификация работ при ТРС

При ремонтных работах  скважины не дают продукции. В связи  с этим простои скважин учитываются  коэффициентом эксплуатации К„ т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98.

Подземный ремонт скважин  условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущий ремонт подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный.

Планово-предупредительный  ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.

Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.

Межремонтный  период работы скважин - это продолжительность фактической эксплуатации скважины от предыдущего ремонта до последующего. Эта продолжительность определяется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине.

Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а так же по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии). В соответствии с Правилами ведения ремонтных работ в скважинах, введенными в действие с 01.11.97, к текущему ремонту относятся следующие работы.

Разновидности текущего ремонта  скважин:

-ТР1. Оснащение скважин скважинным оборудованием 
при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации);

-ТР1-1. Ввод фонтанных скважин;

-ТР1-2. Ввод газлифтных скважин;

-ТР1-3. Ввод скважин, оборудованных ШГН;

-ТР1-4. Ввод скважин, оборудованных ЭЦН;

-ТР2. Перевод скважин на другой вид эксплуатации;

-ТР2-1. Фонтанный – газлифт;

-ТР2-2. Фонтанный – ШГН;

-ТР2-3Фонтанный – ЭЦН;

-ТР2-4.Газлифт – ШГН;

- ТР2-5. Газлифт – ЭЦН;

- ТР2-6. ШГН – ЭЦН;

- ТР2-7. ЭЦН – ШГН;

- ТР2-8. ШГН – ОРЭ;

- ТР2-9. ЭЦН – ОРЭ;

-ТР2-10. Прочие виды переводы;

- ТР3. Оптимизация режима эксплуатации;

- ТР3-1. Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН;

- ТР3-2. Изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН;

- ТР4. Ремонт скважин оборудованных ШГН;

- ТР4-1. Ревизия и смена насоса;

- ТР4-2. Устранение обрыва штанг;

- ТР4-3. Замена полированного штока;

- ТР4-4. Замена, опрессовка и устранение негерметичности;

- ТР4-5. Очистка и пропарка НКТ;

- ТР4-6. Ревизия, смена устьевого оборудования;

- ТР5. Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН;

- ТР5-1. Ревизия и смена насоса;

- ТР5-2. Смена электродвигателя;

- ТР5-3. Устранение повреждения кабеля;

- ТР5-4. Ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ;

- ТР5-5. Очистка и пропарка НКТ;

- ТР5-6. Ревизия, смена устьевого оборудования;

- ТР6. Ремонт фонтанных скважин;

- ТР6-1. Ревизия, смена, опрссовка и устранение негерметичности НКТ;

- ТР6-2. Очистка и пропарка НКТ;

- ТР6-3. Ревизия, замена, устьевого оборудования;

- ТР7. Ремонт газлифтных скважин;

- ТР7-1. Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ;

- ТР7-2. Очистка и пропарка НКТ;

- ТР7-3. Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов;

- ТР7-4. Ревизия, смена устьевого оборудования;

- ТР8. Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих  
скважин;

- ТР9. Очистка, промывка забоя;

- ТР9-1. Промывка горячей нефтью (водой) с добавление ПАВ;

- ТР9-2. Обработка забоя хим. реагентами (ТГХВ, СКО, ГКО и т.д.);

- ТР10. Опытные работы по испытанию новых видов подземного 
оборудования;

- ТР11. Прочие виды работ.

Выше приведенные работы выполняются бригадой текущего ремонта скважин, однако в промысловой практике их чаще называют бригадами подземного ремонта скважин, что не совсем правильно, так как подземный ремонт скважины включает в себя как текущий, так и капитальный ремонт, т.е. это понятие шире. Бригадами текущего ремонта скважин могут выполняться работы по устранению некоторых аварий (например, извлечение НКТ), не занимающих много времени.

 

Состав и организация  работ при текущем и капитальном  ремонте скважин

 

Скважину считают подготовленной для проведения ремонта, если создана  возможность выполнения СПО и  других работ. Кроме того, обязательно  нужно соблюдать нормативы по технике безопасности и охране труда, а так же исключать возможности  загрязнения окружающей среды нефтью, пластовыми водами и агрессивными нефтяными  газами. Указанные условия создаются  вследствие промывки и глушения скважин  специальными промывочными (задавочными) технологическими жидкостями. Промывкой скважины достигается замена нефти, газа и пластовой воды, находящихся в скважине, на технологическую жидкость, а глушение заключается в доведении плотности технологической жидкости до необходимой величины

Определяют так же необходимый  объём промывочной жидкости, который  обычно берут реальной двум объёмам  скважины. Промывку и глушение скважины проводят как прямой, так и обратной циркуляцией. Чаще всего используют схему обратной промывки, при которой  затрачивается минимальный объём  жидкости глушения. В качестве технологической  жидкости для промывки и глушения скважин используют пресную или  минерализованную воду, обработанную или необработанную ПАВ, буровой  раствор, инвертную эмульсию, раствор на нефтяной основе и т.д.

Подготовка скважины и  оборудования для подземного ремонта

 

До промывки и глушения скважины во время выполнения или  после окончания этих процессов  начинают подготовительные работы. Территорию скважины очищают в радиусе 35-40 м  и подготавливают для размещения оборудования. Создают необходимый  для подземного ремонта запас инструмента и материалов, НКТ, насосных штанг и т.п. Подъёмное оборудование монтируют в определённой последовательности на основе рациональных и безопасных приёмах труда, выработанных в результате изучения и обобщения трудового опыта и изложенных в инструктивных картах.

 

Подземный ремонт и спускоподъемные операции

Подземный ремонт начинают с разборки устьевой арматуры. Разобранную арматуру располагают на вспомогательной площадке, расположенной неподалёку от устьевой. Далее с устья пьедестала монтируют механические или электромеханические ключи, исправность которых должна быть предварительно проверена. Этим заканчивается подготовка скважин к спускоподъемным операциям. При ремонте фонтанных и насосно - компрессорных скважин, в которые спущены два ряда НКТ, сначала поднимают внутренний ряд, а затем наружный. Развинченные трубы по диаметрам укладывают на стеллажи у приёмного моста. Для захвата трубы под муфту и удержания колонны НКТ на весу при СПО применяют трубные элеваторы: ЭТА, а для НКТ с высаженными концами наружу - типа ЭЗН. Элеваторы ЭТА выпускают грузоподъемностью 32,50 и 80 тонн для всех диаметров НКТ. Шифр элеватора (например, ЭТА 50-48/89) показывает минимальную грузоподъемность (50т) и размер НКТ (48-89 мм со сменными захватами) для которых предназначен элеватор.

Элеваторы типа ЭЗН обладают грузоподъёмностью 15, 25,50 тонн для НКТ  условным диаметром 48,60,73,89 и 114 мм. Шифр элеваторов (ЭЗН - 6 - 25) обозначает минимальный  условный диаметр труб (60мм) и грузоподъёмность 25 т. При использовании для свинчивания  и развенчивания НКТ автомата АПР применяют специальные элеваторы типа ЭГ, грузоподъёмностью 16, 50 и 80 т. Для НКТ с высаженными концами элеваторы типа ЭГ выпускают для труб 33,42,48,60,73, 89, 102 и 114 мм, а для гладких труб - 42, 60, 73, 89, 102 и 114мм. Содержание шифра элеваторов типа ЭГ, так же, как и элеваторов ЭЗН. Если в шифре содержится буква В, то эти элеваторы предназначены для НКТ с высаженными концами (например, ЭГ - 60 - 50 В), без этой буквы - для гладких НКТ (ЭГ - 60 - 50). После проверки качества НКТ, замены вышедших из строя или замены нефутированных труб футерованными, устранение песчаной пробки или обработки забойной части скважины химическим реагентом, НКТ опускают в скважину, начиная с наружного ряда труб и заканчивая внутренним рядом. При подземном ремонте скважины, оборудованной штанговым невставным глубинным насосом, штанги отсоединяют от плунжера на головке балансира СК, а потом поднимают из скважины. При штанги или подвешивают на специальном приспособлении или укладывают на стеллажи. Затем поднимают колонну НКТ с глубинным насосом. Заменив дефектные штанги, НКТ и глубинный насос, насосно-компрессорные трубы опускают на глубину и подвешивают на пьедестале, опускают насосные штанги и, соединив их с плунжером, подвешивают к головке балансира станка - качалки. При ремонте скважины, оборудованной вставным насосом, насосные штанги поднимают с плунжером, заменяют плунжер и отработанные штанги. Затем пускают плунжер со штангой в скважину. После установки плунжера на место штанги подвешивают к головке балансира станка - качалки. Спуск и подъём штанг производят с помощью 2х элеваторов штанговых грузоподъёмностью 5 и 10 тонн (ЭШН-5 и ЭШН-10). При ремонте скважины оборудованной ЭЦН, после снятия арматуры "заряжают" электрокабель на подвесной ролик, устанавливают ключи для отвинчивания НКТ и монтируют пульт управления автонаматывателем силового электрокабеля. После этого приступают к подъёму погружного электроцентробежного насоса. При подъёме очередной трубы помощник оператора с помощью специального ключа освобождает электрокабель от НКТ. После замены ЭЦН опускают в скважину, присоединив к НКТ силовой электрокабель при помощи специальных устройств. Заключительные работы (установка арматуры, проверка состояния задвижек) проводят в порядке, обратном подготовительным работам.

 

Освоение скважин после  подземного ремонта

После завершения подземного ремонта подъёмный агрегат демонтируют  и приступают к освоению скважины. Фонтанные и компрессорные скважины осваивают методом снижения забойного  давления, а глубинно - насосные пуском в работу насоса. В последнее время  в России и за рубежом интенсивно развивается колтюбинговая технология при бурении и проведении капитального ремонта в действующих скважинах  без их глушения. Развитие колтюбинговых технологий, основанных на применении безшуфтовых гибких, непрерывных стальных труб обеспечивает высокую эффективность проведения операций текущего и капитального ремонта: ликвидацию отложений в скважинах, поинтервальную обработку, борьбу с обводнениями, доставку и извлечение внутрискважинного оборудования, ловильные операции и др. Сегодня в мире эксплуатируется более 100 колтюбинговых установок.