Мероприятия по оптимизации работы УЭЦН

Мероприятия по стабилизации и росту наработки на отказ в ЦДНГ-6 по УЭЦН в 2018 году.
Обработка скважин ХПКС-004А, в пласт при переводе с УШГН на УЭЦН, при оптимизации малодебитных УЭЦН на высокодебитные.
Проработка колонн скважин скрепером находящихся в фонде осложненном солями, согласно регламента.
Обязательная промывка ствола скважины после шаблонирования, скреперования с допуском пера – воронки.
На поглощающих скважинах, промывку забоя производить оборудованием для вакуумной очистки забоя (гидрожелонкой, КОС-1,2).
Не снижать Рзаб. ниже Рзаб. проектного на скважинах склонных к выносу пласта без предварительных работ КРС по креплению пласта.
Обязательная промывка скважины при отсутствии забоя, обязать УРС по окончании промывки, на желобную (на ёмкость), производить полную замену промывочной жидкости в стволе скважины на чистый раствор глушения.
Спуск УЭЦН производить согласно Стандарта ОАО “ЛУКОЙЛ” СТП-01-014-99 и Регламента ООО “ЛУКОЙЛ Западная - Сибирь” по подбору глубины спуска УЭЦН в скважины, где отсутствует интервал с темпом набора кривизны 3 и более минут на 10 м.
При оптимизации УЭЦН с максимальным заглублением, исполнять временные технические требования по комплектации УЭЦН ООО “ЛУКОЙЛ Западная - Сибирь”.
Перед оптимизацией УЭЦН обеспечить замер Рпл с остановкой скважины не менее, чем на 24 часа, подтверждение Нд опрессовкой на буфер.
Спускать в скважины НКТ только прошедшие контроль и подготовку в СЦ РНПО.
Включать в ГТМ скважины при наличии по ним КВУ не более чем 30 дневной давности.
Не допускать освоение скважин глубинно-насосным оборудованием.
Не допускать эксплуатацию УЭЦН с динамическими уровнями менее 400м над приёмом насоса.
Производить обработку ХПБК-001 скважин находящихся в коррозионном фонде.
Продолжить комплектацию УА омывающим обратным клапаном D-89мм производства, ООО «Урай НПО-Сервис». Для исключения замерзания обратного клапана УА при эксплуатации скважин в зимний период времени.
Обеспечить ежемесячное снятие информации со станций управления УЭЦН на скважинах оборудованных ТМС и формирование информации в базу данных (не менее 95%). Для повышения контроля над работой УЭЦН и корректности технологических режимов скважин.
Обеспечить ППР наземного оборудования УЭЦН на 100% согласно графика. Для повышения надёжности работы наземного оборудования УЭЦН.
Обеспечить эксплуатацию УЭЦН с выставлением защит на СУ по напряжению на основании карты напряжений (+18% - по высокому входному напряжению и -10% по низкому). Для сокращения отказов УЭЦН из-за нестабильного энергообеспечения.
Обеспечить комплектацию УЭЦН датчиками ВТМС согласно «Временного порядка комплектации и оснащения фонда УЭЦН ТМС в ООО «ЛУКОЙЛ Западная - Сибирь». Для повышения надёжности работы УЭЦН после проведения ГТМ. Проведение ГДИ без подъема ГНО.
Обеспечить 100% возможность съёма информации с СУ на скважинах с исправным подземным блоком ТМС. Для увеличения охвата фонда системой телеметрии, контроль над работой фонда.
Запретить запуск УЭЦН с неисправным наземным блоком ТМС, для повышения качества ВНР.
Внедрение УЭЦН с комплектным приводом вентильного двигателя, для регулирования напорной характеристики УЭЦН. Энергосбережение.
Комплектовать УЭЦН вставками из термостойкого кабеля при глубине спуска ГНО более 1900 метров. Для увеличения эксплуатационной надёжности кабельных линий.
Внедрение станций управления УЭЦН с частотным регулированием. Для регулирования напорной характеристики УЭЦН с асинхронным двигателем.
Внедрение новой НКТ марки «К» с покрытием MPAG96D 73х5,5 мм. Для исключения отказов ГНО по причине негерметичности НКТ из-за истирания, коррозии.
Внедрение мультифазных секций в составе УЭЦН. Для поддержания оптимального КПД установки в условиях высокого газового фактора.
Внедрение промывочного обратного клапана ШОК-П-92. Для возможности прямой промывки ЭЦН при клине насоса.
Внедрение диспергаторов в составе УЭЦН. Для стабилизации работы УЭЦН в условиях высокого газосодержания на приёме насоса.
Проведение обработок скважин ингибитором от солеотложений и коррозии в затрубное пространство (ингибитор ХПКС-004А).
Проведение обработок горячей нефтью, скребками скважин осложнённых АСПО.
Проведение обработок скважин ингибитором от солеотложений и коррозии в ПЗП (ингибитор ХПКС-004А). Для бработки повышенной эффективности при ТКРС скважин подверженных процессам солеобразования и коррозии.
Проведение обработок скважин ингибитором комплексного действия от коррозии и СВБ в затрубное пространство (ингибитор ХПБК-001).
Проведение промывок ГНО добывающих скважин кислотной композицией (при снижении напорно-расходных характеристик насоса). Для увеличения наработки на отказ ГНО в скважинах подверженных солеотложениям.
Внедрение фильтров тонкой отчистки в составе УЭЦН на скважинах с повышенным выносом механических примесей типа ФЭС-1 И ФБР-5.
Внедрение протекторной защиты на скважинах осложнённых коррозией и СВБ (стержень протекторный чертёж Э 6657.000).
Мероприятия по предупреждению и борьбе с солеотложениями
Добыча обводненной нефти сопровождается отложениями солей на подземном и наземном оборудовании

. Отложения неорганических солей происходят при всех способах эксплуатации, а наиболее интенсивно при форсированном отборе жидкости. Данный процесс интенсифицируется при снижении забойного давления ниже давления насыщения. Для предотвращения процесса солеотложения при эксплуатации ГНО на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз» применяются химические методы защиты: ОПЗ продуктивного пласта ингибитором солеотложения, закачка расчетного количества ингибитора солеотложения в затрубное пространство добывающей скважины, замена жидкости при глушении скважин раствором CaCl2 c добавлением в раствор ингибитора солеотложения, СКО.
Осложненный фонд скважин выявляется:
при осмотре, обслуживании, ревизии УА, АГЗУ. Операторами ДНГ, слесарями отбираются отложения и передаются технологу ЦДНГ;
при ТКРС. При наличии отложений бригадой ТКРС отбираются образцы и передаются технологу ЦДНГ с регистрацией в акте на ремонт скважины, с указанием глубины, интенсивности отложения по интервалам подвески НКТ, штанг;
при ревизии и разборе насосов представителем предприятия по ремонту НПО. При наличии отложений специалистом по ремонту насосов в присутствии представителя ОДНГ отбираются образцы отложений с регистрацией в журнале по учету движения и ревизии насосов и передаются представителем ОДНГ в лабораторию предприятия, выполняющего исследования по определению состава отложений.
Скважина включается в фонд, осложненный отложениями солей, при наличии следующих факторов:
преждевременный отказ оборудования УЭЦН – до 365 суток, с отложениями на рабочих органах ГНО и НКТ. При этом содержание карбонатов в составе твердых отложений должно быть более 50 %, содержание сульфатных отложений более 30 %. При обнаружении отложений, в случае отказа оборудования с наработкой от 365 до 600 суток, включение в осложненный фонд производится по согласованию с ОДНиГ;
по результатам прогнозирования склонности скважин к солеотложению.
Технолог ЦДНГ отслеживает движение осложненного фонда и ежемесячно (в электронном виде до 1 числа, на бумажном носителе до 5 числа месяца, следующего за отчетным) предоставляет отчет, согласно утвержденным формам в ОДНиГ и в лабораторию предприятия, выполняющего исследования.
ОДНиГ ТПП «Урайнефтегаз» ведет учет и движение солеобразующего фонда скважин.
ОПЗ пласта скважин при ремонтах скважин рекомендуются:
при отказе скважины солеобразующего фонда;
при выявлении отложений солей на ГНО, во время проведения первичного разбора;
при выводе скважин из бездействующего фонда и других категорий, ранее находившихся в солеобразующем фонде;
при интенсификации добычи нефти (изменение способа эксплуатации скважины с УШГН на УЭЦН, увеличение глубины спуска подвески с целью предупреждения образования солеотложений).
Технолог ЦДНГ согласовывает проведение ОПЗ пласта ингибитором солеотложений с ОДНиГ и производит расчет количества закачиваемого реагента для проведения задавки в пласт. Работы ведутся согласно действующим «Технологическому регламенту по проведению работ на осложненном солеотложениями фонде скважин ТПП «Урайнефтегаз» и «Технологическому регламенту по обработке скважин растворами кислот и другими растворителями с целью удаления отложений неорганических солей в нефтепромысловом подземном оборудовании скважин, оборудованных УЭЦН (УШГН)». Контроль за выносом ингибитора после обработки ПЗП осуществляется путем отбора проб продукции скважины (через 30, 60, 90 суток после обработки ПЗП) в объеме 1,5 л и доставки их в подрядную организацию, выполняющую исследования, до прекращения выноса ингибитора из пласта. Ответственным за предоставление проб в лабораторию является технолог ЦДНГ. Определение содержания ингибитора в попутно-добываемой воде производится лабораторией предприятия, выполняющей исследования. Об отсутствии ингибитора сообщается сразу по выполнению анализа на диспетчерский пункт ЦДНГ и ОДНиГ. Ответственный – начальник ЛКИ подрядной организации. В случае содержания ингибитора 15 мг/л и менее, скважина включается в график обработок со следующего месяца. После прекращения выноса ингибитора солеотложения из пласта в случае, если скважина находится в осложненном фонде, скважину необходимо защищать методом периодической задавки расчетного количества ингибитора в затрубье, согласно графику обработок. В случае отсутствия возможности проведения обработок подрядной организацией (паводковый период, отсутствие дорог), обработки методом периодической закачки в затрубное пространство проводятся:
вручную, с помощью ручных насосов типа НБУ (насос бочкой универсальный);
с помощью установок дозирования химреагентов (УДХ), установленных на кустовой площадке или непосредственно на скважине.
В ЦДНГ-4 Южно-Балыкского месторождения применяется ингибитор солеотложений ХПКС-004А.
Мероприятия по предупреждению и борьбе с механическими примесями.
Механические примеси можно разделить на две категории, это внешние – искусственно занесенные в скважину (материалы, использованные при ГРП или других обработках призабойной зоны) и естественные - непосредственно разрушенная порода пласта. Методы, используемые для борьбы с механическими примесями, существенно не различаются.
Вынос механических примесей после ГРП, РИР и др