- •Область применения
- •Обозначения и сокращения
- •2. Организационная часть
- •2.1. Запуск уэцн
- •2.1.1. Подготовка оборудования скважины к запуску
- •2.1.2. Пуск уэцн в работу
- •2.1.3. Обязанности мастера бригады ткрс (бурильщик, старший оператор) перед запуском уэцн
- •2.1.4. Обязанности электромонтера прцэпу перед запуском уэцн
- •2.1.6. Пуск, определение правильного направления вращения вала уэцн и герметичности нкт
- •2.1.5. Обязанности оператора цднг перед запуском уэцн
- •2.1.7. Ограничения по запуску уэцн в работу
- •2.2.1. Технология вывода
- •2.2.2. Методы определения притока из пласта Расчет притока по темпу отбора жидкости.
- •2.2.3. Расчет притока по восстановлению уровня в эксплуатационной колонне
- •2.2.4. Заключительный этап вывода скважин на режим
- •2.2.5. Особенности вывода на режим с помощью частотного преобразователя
- •Планируя выполнение работы с уэцн на разных частотах необходимо учитывать, что при изменении частоты изменяются параметры работы погружного насоса (закон «подобия»), а именно:
- •2.2.6. Особенности запуска и вывода на режим при отсутствии или неисправности агзу
- •2.3. Подтверждение режима работы уэцн
- •2.4. Технология проведения работ при аварийных остановках уэцн и нештатных режимах работы
- •2.4.1. Отключение уэцн защитой контроля изоляции пки
- •2.4.2. Отключение уэцн защитой от перегрузки зп
- •2.4.3. Отключение уэцн защитой от срыва подачи зсп
- •2.6. Контроль над эксплуатацией уэцн
- •2.7. Эксплуатация уэцн в осложненных условиях
- •2.7.1. Эксплуатация скважин подверженных карбонатным отложнениям
- •При перенасыщении вод в результате изменения термобарических условий в скважине либо насосе;
- •2.7.2.Эксплуатация скважин с повышенным содержанием квч. В пункте указаны причины появления механических примесей и методы борьбы с их отрицательным влиянием на работу погружного оборудования.
- •2.7.2.1. Причины появления механических примесей
- •2.7.2.2. Методы борьбы с искусственными механическими примесями
- •2.7.2.3. Методы борьбы с натуральными механическими примесями
- •2.7.3. Эксплуатация скважин склонных к образованию аспо. В пункте кратко изложены причины появления аспо и описаны методы борьбы с ними.
- •2.7.3.1. Причины проявления аспо
- •2.7.3.2. Методы борьбы с аспо
- •2.7.4.Эксплуатация коррозионно-активных скважин
- •2.7.5.Эксплуатация скважин в периодическом режиме работы апв
- •2.7.6. Эксплуатация скважин, оборудованных уэцн с частотно-регулируемым приводом Эксплуатация уэцн с помощью частотно-регулируемого привода позволяет преследовать следующие цели:
- •3. Приложения
2.7.3.2. Методы борьбы с аспо
Одним из распространенных методов борьбы против отложений парафинов в НКТ является промывка горячей нефтью, в процессе которой происходит размягчение и плавление АСПО с их последующим растворением в теплоносителе. Необходимым условием качественной очистки НКТ от АСПО является предотвращение их повторного осаждения из раствора. Это может быть обеспечено поддержанием на выходе из НКТ температуры, при которой растворенные АСПО не осаждаются из раствора. Верхней границей этой температуры для раствора является температура кристаллизации растворенного вещества. Основные технологические параметры промывки (объем горячей нефти, ее начальная температура) непосредственным образом зависят от количества АСПО, отложившихся в коллекторе, физико-химических характеристик нефти и АСПО (температуры плавления, теплоемкости, теплоты плавления), геометрических характеристик и условий эксплуатации коллектора. Количество горячей нефти, необходимой для очистки НКТ, в значительной степени зависит от физико-химических свойств АСПО. Это связано с тем, что с ростом молекулярной массы парафиновых углеводородов, входящих в состав АСПО, возрастает их температура плавления и количество тепла, необходимое для их перевода из твердого в расплавленное состояние.
Для очистки НКТ от отложений парафина возможно применение шаблона (механический скребок), в процессе спуска которого происходит удаление АСПО с внутренней поверхности лифтовых труб, или электронагреватели различных принципов действия.
Также для предотвращения образования АСПО применяют ингибиторы АСПО, которые могут подаваться как в затрубное пространство, так и на приём насоса посредством СПКУ-301.
2.7.4.Эксплуатация коррозионно-активных скважин
При эксплуатации коррозионно-активных скважин необходимо выбрать один из способов защиты либо комплекс мероприятий, направленных на защиту погружного оборудования:
На скважинах с производительностью по жидкости до 200 м3/сут - необходимо устанавливать центраторы под погружной электродвигатель УЭЦН с анодно-магниевым сплавом – протектор. Протекторная защита является разновидностью катодной защиты. К защищаемой конструкции присоединяют более электроотрицательный металл — протектор — который, растворяясь в окружающей среде, защищает от разрушения основную конструкцию. После полного растворения, протектор необходимо заменить. Протектор работает эффективно, если переходное сопротивление между ним и окружающей средой невелико. С ростом производительности защитные свойства данного метода снижаются.
Применение оборудования с антикоррозионным покрытием как узлов УЭЦН, так и НКТ, кабеля, протекторов и протектолайзеров.
При проведении ТКРС на коррозионно-активных скважинах в случае нахождения в скважине НКТ обычного (не коррозионно-стойкого исполнения) необходимо производить 100 % замену НКТ независимо от наработки находящейся в скважине подвески.
В случае отсутствия в резерве антикоррозионных НКТ на скважинах с дебитом более 500 м3/сут, по согласованию с ПТО допускается спуск УЭЦН на НКТ диаметром 89 мм. Данное мероприятие позволит не только снизить интенсивность коррозии за счет снижения скорости восходящего потока жидкости и применения НКТ с большей толщиной стенки, но и существенно снизить потери напора, затрачиваемые на преодоление трения;
В случае отказов скважины по причине «Коррозия НКТ» производить спуск УЭЦН на НКТ в антикоррозионном исполнении по согласованию с ПТО.
Закачка ингибиторов коррозии при помощи устьевых дозирующих устройств.