«ЗАПУСК СКВАЖИН С УЭЦН ПОСЛЕ РЕМОНТА НА ТАЛИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ»

Например, при резком увеличении силы тока (особенно это наблюдается при заклинивании вала погружного насосного агрегата) защита от перегрузки отключает агрегат. В случае значительного падения силы тока (например, из-за перебоев в работе насоса из-за вредного воздействия свободного газа) пост управления, имеющий защиту от недогрузки, также отключает УЭЦН.Посты управления предлагают ручной и автоматический режимы работы. В ручном режиме насос можно перезапустить только вручную после остановки ESP (например, из-за аварийного отключения электроэнергии). В автоматическом режиме система запускается автоматически через некоторое время после возобновления подачи питания. Это удобно, поскольку не все скважины фонда нужно обходить для запуска агрегатов.Однако в зимних условиях на месторождениях Крайнего Севера и Западной Сибири, когда существует риск обмерзания устьевого оборудования и отводящего трубопровода при остановке насоса, автоматический самозапуск нежелателен.Здесь лучше запустить установку вручную. В этом случае оператор подходит к скважине и включает насос только после пропарки устья скважины и питающего трубопровода.Современные станции управления позволяют контролировать давление и температуру на входе в ЭЦН, а также уровень вибрации, если соответствующие датчики имеются в погружном электронасосном агрегате.насоснаяприемныйсекциямодульпротекторГазосепараторПЭДРисунок 2.2 – Установка ЭЦН2.2 Расчет и подбор оборудования УЭЦНПроизведем расчет и подбор глубинно-насосного оборудования УЭЦН на скважине № 88. Примем нижеприведенные данные:ρн = 860 кг/м3– плотность нефтиОбводненность (объемная) в = 92%Газовый фактор Гпл = 50 нм3/м3Плотность воды ρв = 1,12 г/м3 = 1120 кг/м3Объемный коэффициент нефти βн = 1,16ρг – плотность газа = 1,2 кг/м3Давление насыщения Рнас = 8,6 МПаПластовое давление Рпл = 18,2 МПаГлубинные залегания пласта Lф = 1700 мКоэффициент продуктивности Кпр =7,8 м3/сутБуферное давление Рб = 2,7 МПаДебит (жидкость) проектным Qш = 75 м3/сутДиаметр лифта d = 25,4 ммТемпература пласта tпл = 400СТип УЭЦН5-125-2150Подача на оптимальном режиме при работе на воде Qбо = 85 м3/сут. Давление на оптимальном режиме при работе на воде Ро = 12МПа. Число ступеней z = 3541) Плотность пластовой жидкости:(1)м3Забойное давление принимаем равным давлению насыщенияРзаб = Рнас = 8,6 МПа2) Определяем дебит нефти(2)Q = 7,8 (18,2-8,6) = 75 м3/сут3) Определяем работу газа в лифте Lr(3)4) Определим давление, развиваемое насосомРн при Рвпх = Рвх = Рпл(4)Рн = 10-5Lфρпл + Рб-(10-5Lr ρпл – Рзаб)Где Lф – глубина пласта = 1700 мρпл – удельный вес пластовой жидкости = 860 г/м3Рн = 10-5 1700 860 + 2,7 –(10-5 12,7 1090-8,6) = 12,43 МПа5) Определим коэффициент давления Кр(5)Кz поправочный коэффициент, учитывающий излишние коэффициента давления в зависимости от числа ступени zКz = 10,185 Кр = 6) Определим относительную подачу насоса по жидкой фазе Qж = Qm/Qво(6)Qво – относительная подача подбираемого насоса при работе на воде = 84 м3/сутQж = 75/84 = 0,897) Определим коэффициент М, учитывающий излишние газосодержания в зависимости от обводненности(7)где Ввх – газосодержание = 0,18) Определим давление на входе в насос РвхРвх = l Рнас(8)Рвх = 0,62 8,6 = 5,33 МПа9) Определим глубину подвески насоса Ln, исходя из условия отсутствия, водяной подушки на забое(9)где Lф – глубина занимания пласта (фильтра) = 1700 м = 1388,6 мПорассчитанным показателем выбираем установку ШСНУ-80-1200(10)Таким образом коэффициент подачи установки находится в области оптимального режима эксплуатации, которым рекомендуется от 0,8 до 1,2.2.3 Запуск скважин с УЭЦН после ремонта на Талинском месторожденииПринудительные (внеплановые) остановки - перебои в работе скважины, связанные с временной потерей управляемости из-за нарушения технологического режима отбора продукции, подачи ингибиторных реагентов или неисправности оборудования. Они не затрудняют последующее восстановление режима работы скважины и не требуют вмешательства специализированного обслуживающего персонала.Аварийные остановки происходят в результате аварии или предыдущей аварийной ситуации. Самая сложная и опасная авария при эксплуатации скважин на нефтегазоконденсатных месторождениях - это открытый фонтан, который начинается в виде единичных нефтегазовых проявлений. Основным опасным фактором является наличие в скважине пластовых флюидов под давлением, что создает риск аварийного выброса большого количества углеводородов и образования облака топливно-воздушной смеси при аварийной разгерметизации оборудования, установленного на устье скважины. На северных месторождениях распространенным осложнением является поступление газового конденсата в затрубное пространство скважин. Основные причины и источники следующие:1) негерметичное или негерметичное цементное кольцо при опрессовке за обсадными колоннами скважин над крышкой пласта, включая пространство за поверхностью обсадной колонны (из-за падения гидростатического давления цементного столба и уменьшения объема цементный камень в процессе ожидания твердения цемента);2) негерметичность цементного кольца между обсадной колонной и надводной обсадной колонной в интервале около 500 м и более;3) негерметичность резьбовых соединений обсадных колонн скважин, особенно в интервалах кривизны и мерзлоты.Скважины с низким качеством обсадной колонны характеризуются проявлением межтрубных давлений и притоков нефти и газового конденсата за обсадной колонной.Еще один вид аварийной ситуации при эксплуатации добывающих скважин на Ямале - замерзшие отложения при оттаивании.[22]. На этапе бурения осложнения часто связаны с неконтролируемым процессом оттаивания мерзлых пород при конвективном движении бурового раствора, увеличением пустот из-за частичного обрушения и выноса талых пород и, как следствие, невозможностью качественной цементации и обсадной колонны.элементы конструкции колодца.На этапе эксплуатации осложнения могут быть вызваны исчезновением боковой опоры обсадной колонны скважины со значительной осадкой талых ледяных пород в определенном диапазоне глубин и, как следствие, потерей ее продольной устойчивости под действием вертикальной нагрузки.от веса конструкции. Как следствие, может произойти изменение направления и осадки проводника, искривление ствола скважины и раздавливание колонны.При кластерном методе разработки месторождений тепловое воздействие на мерзлоту вмещающей среды значительно усиливается за счет взаимного теплового взаимодействия скважин.При слиянии таликов из соседних скважин в кластер может возникнуть риск потери опорной способности мерзлого основания, перекрывающего зону протаивания в зоне, близкой к стволу скважины, под влиянием веса добывающего и ремонтного оборудования. Увеличение расстояния между устьями во избежание подобных осложнений приводит к увеличению объема отвала кустовой площадки, что может значительно увеличить трудозатраты и затраты на строительство. При принудительной или плановой остановке скважин начинается процесс обратного промерзания горных пород, который сопровождается повышением давления в затрубном и затрубном пространствах из-за промерзания масс, содержащих воду, в замкнутых объемах. Это грозит обрушением подъемных колонн и воздуховодов при недостаточной прочности опоры.Объем исследовательской работы, напрямую связывающей реальные свойства вечной мерзлоты с реально наблюдаемыми осложнениями при строительстве и эксплуатации скважин в мерзлых грунтах, недостаточен в полевых условиях.Условия безопасной эксплуатации скважин требуют постоянного контроля за состоянием грунтов в зоне плацдарма и своевременного устранения последствий оттаивания горных пород. Тепловой эффект зависит от нескольких основных факторов: 1) срок службы скважины - при эксплуатации новой скважины в первые пять лет породы наиболее подвержены таянию, с большей вероятностью образования кратеров на устье скважины; 2) строительство колодца (двух- или трехколонного) - тепловой эффект напрямую зависит от толщины цементного камня, теплоизоляционных свойств жил щита и выхлопной трубы; 3) температура продукта на устье - скважины, работающие с более высоким температурным режимом, чаще образуют кратеры у устья.Самая простая и эффективная мера по уменьшению негативных последствий размораживания - это засыпание грунта в головную воронку, которая образуется в результате проседания.Таким образом, ствол скважины поддерживается поперечно по всей площади оседающей породы, а водосодержащие массы вытесняются из зоны устья скважины, что увеличивает продольную устойчивость колонны и снижает нагрузку на ствол скважины.поддержка при обратном замораживании.Сбои возможны из-за ошибок, задержек, бездействия персонала в штатных и аварийных ситуациях. К ним относятся нарушение должностных инструкций и инструкций по выполнению технологических операций; некорректные действия при проведении ремонтных работ на объекте; выполнение постоянных или временных огневых работ без специального разрешения и контроля и др. Особую опасность представляют ошибки при пуске и останове скважин, при ремонте, профилактических и других работах, связанных с нестабильными переходными процессами. В случае неадекватных действий персонала возможна разгерметизация систем и аварийные ситуации.На Талинском месторождении большинство нефтяных скважин эксплуатируются с электроцентробежными насосами. Срок рассмотрения скважин с УЭЦН зависит от правильного выбора конструкций агрегатов и режима их работы. Основным критерием выбора глубины погружения насоса является газосодержание на его входе.2.4. Техника безопасности при эксплуатации УЭЦНОрганизационные меры позволяют определять списки профессий и должностей. При заключении договора или контракта проводится вводный инструктаж и инструктаж по пожарной безопасности, который предусматривает ознакомление работника с условиями и охраной труда на рабочем месте, правилами поведения на рабочем месте, возможными рисками нанесения ущерба.здоровья, с льготами и компенсацией за условия труда.Допуск сотрудника к индивидуальной работе, в том числе к более опасным работам, осуществляется после первичного инструктажа, стажировки на рабочем месте и проверки знания норм, правил и инструкций по охране труда, которой предшествует теоретическая подготовка.Требования к персоналу1) К работе на объектах нефтегазового комплекса допускаются лица в возрасте 18 лет и старше, прошедшие медицинский осмотр и не имеющие противопоказаний по состоянию здоровья.2) Организация и порядок обучения, инструктажа, проверки знаний и утверждения персонала для самостоятельной занятости должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.0.004 ССБТ и процедурным правилам проверки знаний правил, стандартов и техники безопасности.инструкция для руководителей и специалистов предприятия, подконтрольного Госгортехнадзору России », утвержденная Госгортехнадзором России 19.05.93.3) Обучение в области охраны труда рабочих основных профессий осуществляется в специализированных учебных центрах, заводах, имеющих разрешение (лицензию) региональных органов Госгортехнадзора России.4) Управление скважинами, освоение и восстановление скважин, геофизические работы в скважинах, а также добыча и переработка нефти и газа допускаются к лицам, прошедшим специальную подготовку и прошедшим проверку знаний в области промышленного производства.безопасность. 5) Специалисты с высшим и средним специальным образованием при выполнении рабочих специальностей, в том числе обучающиеся в учреждениях высшего и среднего специального образования, для допуска к самостоятельной работе должны иметь свидетельство, соответствующее действующей профессии.6) Производственный персонал должен владеть техникой оказания первой помощи пострадавшим от несчастных случаев.7) Проверка знаний о безопасных методах работы среди рабочих должна проводиться ежегодно. При внедрении новых технологий, оборудования, внесении изменений в существующие правила безопасности после соответствующей подготовки необходимо провести внеочередную проверку знаний.8) Проверка знаний руководителей и экспертов проводится не реже одного раза в три года.9) Эксперты и рабочие, прибывающие на объект для работы, должны быть знакомы с внутренними правилами, типичными опасностями и их признаками, обязанностями по конкретным сигналам тревоги и другими вопросами, которые включены в объем вводного инструктажа.10) Персонал предприятия обеспечивается спецодеждой, спецобувью, защитными касками и другими средствами индивидуальной защиты. ВыводыВо второй главе рассмотрены характеристики и модификации установок электроцентробежных насосов; произведен расчет необходимых показателей; рассмотрены причины выходы их строя УЭЦН; приведены основы техники безопасности при и работе с УЭЦН.ЗАКЛЮЧЕНИЕПо результатам написания работы можно сделать следующие выводы:1) Рассмотрена краткая информация о депозите. Талинское месторождение характеризуется сложной геологической структурой, геологические и физические особенности большинства месторождений и свойства насыщающих флюидов затрудняют извлечение многих из этих запасов.К усложняющим факторам относятся сильная геологическая и литологическая расчлененность резервуаров, многослойная структура продуктивных горизонтов, наличие обширных зон водоплавающих птиц и полярные ледяные шапки.В пределах Талинской дуги имеется несколько нефтематеринских пластов. Таким образом, по результатам исследований, проведенных совместно с автором дипломной работы, нижняя часть тюменской свиты и аргиллиты Тутлим отнесены к нефтематеринским пластам, которые активно реализуют свой генерационный потенциал по углеводородам.содержание и распространение. Миграция из нижнего течения тюменской свиты происходит как в нижележащие доюрские отложения, так и в нижележащие образования, заполняя юрский комплекс углеводородами абалакской свиты. Выше абалакскогофлюидоупора, в зоне нефтяного пятна юрского периода, начинает преобладать органическое вещество тутлимской свиты.2) Описана информация о текущем состоянии разработки. За исторический период разработки месторождения максимальные значения средних дебитов нефти и жидкости на скважину, которые составляли соответственно 12,7 т / сут и 19,1 т / сут, были зафиксированы в первые годы, когда не более На месторождении эксплуатировалось 50 скважин. Впоследствии в процессе бурения месторождения средние дебиты нефти и жидкостей снизились.3) Рассмотрена характеристика погружного насосного оборудования и произведен расчет выбора УЭЦН.СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВАвторский надзор за выполнением «Технологической схемы разработки Талинского месторождения в границах Ем - Ёговского лицензионного участка»: отчет о НИР [Текст]/ Хомик В.М., Шиляева Т. Э., Саунин В. И., Федоров П. Н., Сухер В. З., Карасев А. В. и др. Тюмень, 2009. - 231 с.Атлас «Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа»[Текст] / Под ред. Э. А. Ахпателова, В. А. Волкова, В. Н. Гончаровой, В. Г. Елисеева, В. И. Карасева, А. Г. Мухера, Г. П. Мясниковой, Е. А. Теплякова, Ф. З. Хафизова, А. В. Шпильмана, В. М. Южаковой. - Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2004. - 148 с.Атлас месторождений нефти и газа Ханты-Мансийского автономного округа-Югры[Текст]: в 2 т. // Под ред. В. А. Волкова, А. В. Шпильмана. - Екатеринбург: ИздатНаукаСервис, 2013. - Т. 1. - 236 с.Абдулмазитов, Р.Г. Повышение эффективности разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами: автореф. дис. докт. техн. наук: 25.00.17 [Текст] / Р.Г. Абдулмазитов. - УФА, 2014. - 452 с.Ашрафьян, М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях[Текст] / М.О. Ашрафьян. - М.: Недра, 1989. – 412 с.Бурачок, А.В. Исследование взаимодействия горизонтальных боковых стволов в кусте скважин [Текст] / А.В. Бурачок. Нефтепромысловое дело - 2018. - №9 - С. 8-101.Бондарев, Э.А. Термогидродинамика систем добычи и транспорта газа [Текст] / В.И.Васильев, А.Ф.Воеводин, Н.Н.Павлов, А.П. Шадрина.- Москва: Наука, 2018. – 270 с.Кудряшова, Л.К. Изучение литолого-фациальной модели для увеличения нефтеотдачи залежи на примере песчаных пластов тюменской свиты Талинского месторождения [Текст]/ Л. К. Кудряшова // Развитие минерально - сырьевой базы Сибири: от В.А. Обручева, М.А. Усова, Н.Н. Урванцева до наших дней: Материалы I Всероссийской геологической молодежной школы. - Томск, 2013. - 88-91 с.Стратегия и основы технологии поисков углеводородов в доюрском основании Западной Сибири: монография[Текст] / В. И. Исаев, Г. А. Лобова, Ю. В. Коржов, М. Я. Кузина, Л. К. Кудряшова, О. Г. Сунгурова. - Томск: ТПУ, 2014. - 112 с.Шумилов,В. А., Аристов В. Н., Григорьян H. A. Предохранение и восстановление проницаемости призабойной зоны при разработке месторождений Западной Сибири [Текст] / В.А. Шумилов. М. ВНИИОЭНГ, серия «Нефтепромысл. дело» 1980. - 55 с.