Порядок действий по скважинам, оборудованным УЭЦН и УШГН, при снижении или отсутствии подачи

При снижении дебита жидкости менее 75% от режимного значения или отсутст­вии подачи производятся мероприятия по определению причин и восстановлению де­бита:

Порядок действий по скважинам, оборудованным УЭЦН.

При снижении или отсутствии дебита жидкости первоначально необходимо произвести проверку работы АГЗУ (регулятора ТОР, газовой заслонки, задвижек) и наземного оборудования: произвести контрольный замер дебита жидкости через дру­гой отвод или совместный замер с другой скважиной, проверить исправность устьевой арматуры (исключить вероятность заклинивания задвижек), в случае исправности АГЗУ необходимо произвести проверку работоспособности обратного клапана на устьевой арматуре и при неисправности произвести его ревизию, проверить наличие прохода в колонне НКТ, проверить наличие прохода в коллекторе от скважины до АГЗУ.

При исправности обратного клапана необходимо произвести замер дина­мического уровня в скважине. Если динамический уровень низкий и снижение или от­сутствие дебита происходит из-за срыва подачи газом, необходимо ограничить отбор жидкости установкой штуцера. Если же при низком динамическом уровне снижение или срыв подачи происходит из-за нехватки напора УЭЦН, необходимо произвести геолого-технические мероприятия, направленные на повышение пластового давления в зоне работы скважины.

Если динамический уровень высокий, токовые нагрузки ПЭД выше тока холостого хода, а дебит скважины не ниже паспортной характеристики насоса, то:

- при снижении дебита жидкости по телефонограмме ИТР ЦДНГ электро­монтером предприятия, выполняющего ремонт, сервисное обслуживание и прокат УЭЦН, производится смена вращения валов УЭЦН с мощностью ПЭД до 56 кВт. Если мощность ПЭД более 56 кВт, то смена вращения производится по согласованию с ОДНиГ. После смены вращения производятся замеры дебита и прослеживание динамических уровней, токовых нагрузок. Если после смены вращения (в течение 30­60 мин) дебит насоса не увеличился, необходимо вернуть вращение в первоначальное положение и продолжить прослеживание изменения параметров. Если УЭЦН оборудо­ван датчиком погружной телеметрии, то во время проведения мероприятий фиксиру­ются показания датчика погружной телеметрии.

- при отсутствии дебита жидкости стравливается газ с НКТ и отбивается статический уровень, производится расчет времени подъема жидкости в НКТ до устья скважины, при этом оператором ЦДНГ проверяется исправность манометра на усть­евой арматуре. Если по истечению расчетного времени подачи нет, в случае если ПЭД не оборудован ТМС, УЭЦН останавливается на охлаждение не менее чем на два часа. После чего по телефонограмме ИТР ЦДНГ электромонтером предприятия, выполняю­щего ремонт, сервисное обслуживание и прокат УЭЦН, производится смена вращения валов УЭЦН. После смены враще­ния производятся замеры дебита и прослеживание динамических уровней, токовых на­грузок. Если после смены вращения, в течении расчетного времени подача насоса от­сутствует, динамический уровень (давление на приеме УЭЦН) не снижается, УЭЦН останавливается.

В случае отсутствия положительного эффекта после смены вращения тех­нологической службой ЦДНГ анализируется история осложнений по скважине:

- При наличии в скважине парафиноотложений необходимо произвести об­работку скважины скребком (при снижении подачи) или АДПМ (при отсутствии пода­чи) с температурой нагрева нефти в процессе обработки, не превышающей 80 граду­сов.

- Если скважина осложнена солеотложениями, необходимо произвести ко­миссионную опрессовку НКТ и в случае, если НКТ герметичны, произвести СКО УЭЦН.

- Если на скважине возможен вынос механических примесей из пласта, то необходимо произвести комиссионную опрессовку НКТ и промывку УЭЦН.

- Если по скважине осложнения отсутствовали, необходимо произвести ко­миссионную опрессовку НКТ и промывку УЭЦН.

При комиссии оператором ЦДНГ производится опрессовка колонны НКТ (реко­мендуется производить опрессовку насосом на установках до УЭЦН - 80 включитель­но, свыше УЭЦН-80 опрессовка производится ЦА-320) до достижения 40 атм. Опрес­совка НКТ насосом производится двумя операторами с обязательным наличием дву­сторонней связи. Один оператор производит опрессовку НКТ и подает команду второ­му оператору, находящемуся около станции управления, на остановку УЭЦН. В слу­чае, если напорная характеристика насоса не обеспечивает достижение давления 40 атм (из-за низкого уровня в скважине, высокого буферного давления), то фиксируется максимально достигнутое давление опрессовки и отсчет падения давления ведется от него. Если падение давления составляет 5 атм и менее чем за 5 минут, то производится запуск скважины в работу и производится промывка ЭЦН.

Если при опрессовке насосом УЭЦН давление не создаёт, либо падение давления составляет более 5 атм за 5 минут, то производится опрессовка НКТ от агре­гата ЦА - 320.

При опрессовке агрегатом, если падение давления составило более 5 атм за 5 минут или невозможно набрать необходимое давление опрессовки, фиксируется ста­тический уровень жидкости в затрубном пространстве. Далее осуществляется, долив жидкости в затрубное пространство до устья скважины. В случае низкого пластового давления и, как следствие, поглощения жидкости пластом, долив до устья, не осущест­вляется. После прокачки расчетного объема жидкости (объем затрубного пространства от устья до Нд) необходимо запустить насос и произвести промывку насоса путем за­качки в затрубное пространство жидкости (с плотностью не превышающую плотность жидкости глушения) в объеме, равном 3-м объемам НКТ. Во время промывки необхо­димо производить прослеживание изменения токовых нагрузок на станции управления с периодичностью в 15 минут. После окончания промывки необходимо произвести по­вторную опрессовку НКТ. После окончания промывки и опрессовки НКТ оператором ЦДНГ выполняется замер дебита скважины в АГЗУ.

Скважина должна находиться на постоянном замере, периодичность замера по телемеханике - 30 минут (распечатку телемеханики во время прослеживания уров­ней и дебитов необходимо прикладывать к паспорту на ЭЦН). Оператором ЦДНГ про­изводится прослеживание динамического уровня и изменение дебита, токовых нагру­зок (с периодичностью 15 минут) при работающем насосе до срыва подачи либо до снижения дебита ниже минимально допустимого. В случае если дебит не соответству­ет паспортной характеристике насоса, по заявке ИТР ЦДНГ электромонтером предпри­ятия, выполняющего ремонт, сервисное обслуживание и прокат УЭЦН, производится смена вращения валов УЭЦН. После смены вращения производят­ся замеры дебита и прослеживание динамических уровней, токовых нагрузок. Если по­сле смены вращения (в течение 30-60 мин) дебит насоса не увеличился, необходимо вернуть вращение в первоначальное положение и продолжить прослеживание измене­ния параметров. Если УЭЦН оборудован датчиком погружной телеметрии, то во время проведения мероприятий фиксируются показания датчика погружной телеметрии.

Результаты проведенных мероприятий заносятся в акт на определение причин снижения подачи на скважинах, оборудованных УЭЦН, акт подписывается всеми членами комиссии и прикрепляется к паспорту насоса и в дело скважины.

На основании результатов проведенных мероприятий технологической службой ЦДНГ рассматривается вопрос о постановке ремонтной бригады или о про­ведении кислотной промывки ЭЦН.

Порядок действий по скважинам, оборудованным УШГН.

При снижении или отсутствии дебита жидкости первоначально необходимо произвести проверку работы АГЗУ и наземного оборудования: провести контрольный замер дебита жидкости через другой отвод или совместный замер с другой скважиной, проверить исправность СК, проверить исправность устьевой арматуры (исключить ве­роятность заклинивания задвижек), проверить наличие прохода в колонне НКТ, прове­рить наличие прохода в коллекторе от скважины до АГЗУ.

В случае исправности АГЗУ необходимо произвести проверку работоспо­собности обратного клапана на устьевой арматуре и при неисправности произвести его ревизию.

При исправности обратного клапана необходимо произвести комплекс ис­следований на скважине (снятие динамограммы и замер динамического уровня). В случае обнаружения обрыва (отворота) штанг по динамограмме, необходимо поставить бригаду ТКРС и произвести ликвидацию обрыва (отворота) штанг. Если обрыва (отво­рота) не обнаружено, а в скважине низкий динамический уровень и снижение или от­сутствие дебита происходит из-за срыва подачи газом, то необходимо ограничить от­бор жидкости путем уменьшения числа качаний или длины хода на СК. Если же при низком динамическом уровне снижение или срыв подачи происходит при минималь­ных параметрах работы УШГН, необходимо произвести геолого-технические меро­приятия, направленные на повышение пластового давления в зоне работы скважины.

Если динамический уровень высокий и дебит скважины не соответствует расчетным параметрам работы УШГН, необходимо проанализировать историю ослож­нений по скважине.

При наличии по скважине парафиноотложений необходимо произвести обработку скважины АДПМ.

Если скважина не осложнена парафиноотложениями, необходимо произ­вести комиссионную опрессовку НКТ и промывку УШГН.

Перед проведением опрессовки НКТ оператором ЦДНГ производится кон­троль откачки во время работы насоса (снятие 2-Зх динамограмм, с дальнейшим нало­жением друг на друга) и фиксируется уровень жидкости в затрубном пространстве, проверяется исправность манометра на устьевой арматуре.

Производится комиссионная опрессовка колонны НКТ насосом на давление 40 атм. При опрессовке насосом фиксируется время, за которое насос набирает давле­ние. До и после проведения опрессовки определяется статический уровень. Если при опрессовке насосом УШГН давление не создаёт, либо падение давления составляет более 5 атм за 10 минут, то производится опрессовка НКТ от агрегата ЦА - 320 (или АДПМ). Опрессовка НКТ производится в верхнем, среднем и нижнем положении го­ловки балансира. После прокачки расчетного объема жидкости необходимо запустить насос и промыть путем закачки в затрубное пространство жидкости (с плотностью, не превышающей плотность жидкости глушения) в объеме, равном 3-м объемам НКТ. После окончания промывки произвести повторную опрессовку НКТ.

Если падение давления составляет меньше или равно 5 атм. за 10 минут от опрессовочного, то производится запуск скважины в работу и промывка ГНО жидко­стью с плотностью, не превышающей плотность жидкости глушения и с максималь­ным числом качаний СК при наличии 2-х скоростных шкивов электродвигателя. После промывки произвести снятие динамограммы.

После окончания промывки выполнить замер дебита скважины в АГЗУ. Скважина должна находиться на постоянном замере на время, необходимое для опре­деления работоспособности ГНО, но не менее 60 минут (распечатку телемеханики не­обходимо прикладывать к паспорту на УШГН). Производить прослеживание динами­ческого уровня и изменение дебита (рекомендуется: с периодичностью 15 минут) при работающем насосе до срыва подачи либо до снижения дебита ниже минимально до­пустимого. Во время прослеживания производится контроль откачки (снятие 2-3 дина­мограмм, с дальнейшим наложением друг на друга).

Результаты проведенных мероприятий заносятся в акт на определение причин снижения подачи на скважинах, оборудованных УШГН, акт подписывается всеми членами комиссии. В случае если УШГН не отработал гарантийный срок, то при производстве ремонта данный акт прикрепляется к паспорту насо­са.

На основании результатов проведенных мероприятий технологической службой ЦДНГ рассматривается вопрос о постановке ремонтной бригады.

 

Планирование работ при ремонтах скважин солеобразующего фонда.

Обработки призабойной зоны пласта скважин от солеотложений при ремонтах скважин планируются:

- При выводе скважин из б/д и других категорий, ранее находившихся в солеобразующем фонде.

- При отказе обрабатываемых реагентом скважин при условии выявлении

на ГНО солеотложений (если скважина отработала более 90 суток после последнего ОПЗ ингибитором).

- При выявлении отложений солей на ГНО, во время проведения первичного разбора с наработкой до 10 суток.

Технолог ЦДНГ указывает необходимость проведения обработки в наряд-задании на проведение ТРС и производит расчет количества реагента для проведения ОПЗ.

Технолог ЦДНГ указывает в наряд-задании спуск пера до нижних отверстий интервала перфорации и с последующим проведением ОПЗ ингибитором отложений по специальному плану, разработанному сервисным предприятием, производящим ремонт скважин.

На основании наряд – задания сервисное предприятие, производящее ремонт скважины рассчитывает необходимое количество продавочной жидкости для проведения ОПЗ, оформляет и утверждает техническим руководителем предприятия дополнительный план работ.

В плане работ указывается порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.

Закачка ингибитора в призабойную зону производится согласно наряд-задания и только по дополнительному плану работ, утвержденному техническим руководителем сервисного предприятия организации, производящей ремонт скважин в присутствии представителя ЦДНГ.

Ответственный за качество проведения и соблюдение технологии ОПЗ ингибитором - мастер сервисного предприятия.

Факт проведения ОПЗ ингибитором солеотложения оформляется актом, подписанным представителем ЦДНГ, экземпляр которого хранится в деле скважины.