- •1 Структура предприятия
- •2.2 Осложнения при эксплуатации скважин и способы их устранения
- •2.3 Способы повышения эффективности использования эксплуатационного фонда скважин цднг -5
- •2.4 Система сбора и подготовки скважинной продукции
- •2.5 Оборудование и коммуникации
- •2.6 Осложнения парафина, солей, смол и борьба с ними
- •2.9 Анализ работы скважин и определение мер по оптимизации
- •2.10 Обслуживание агзу « Спутник »
- •2.11 Система проката нефтегазопромыслового оборудования в системе бпо
- •Комплексная автоматизация процессов нефтегазодобычи и компьютеризации технологий добычи нефти и газа
- •Оперативная информация и документация на промысле
- •Приложение а
2.9 Анализ работы скважин и определение мер по оптимизации
В ЦДНГ-5 в период с 1.01.2013 по 30.03.2013 , вышли из строя и были извлечены из скважины 58 установок из них по причинам:
Нарушение изоляции - 8
Негерметичность НКТ - 9
Отсутствие подачи - 24
Высокая обводненность - 12
Брак погружного оборудования - 5
Критерием оптимизации работы скважин, оборудованных УЭЦН, является прирост добычи нефти и увеличение межремонтного периода работы скважины. Процесс оптимизации включает в себя выявление фонда скважин для проведения технологических мероприятий по оптимизации режимов работы скважины и оборудования, подбор УЭЦН к скважинам, выдачу внедрение рекомендаций.
Оптимизацию работы УЭЦН по существенному режиму эксплуатации скважины производят следующим образом. При известных давлении на устье, дебете жидкости и глубине подвески ЭЦН рассчитывают распределение давления в НКТ и строя его график. По графику распределения давления определяют давление на выкиде насоса на глубине его подвески и давление фонтанирования скважины на интервале перфорации. По известным величинам дебита, коэффициента продуктивности и пластового давления по формуле K = Q/P рассчитывают забойное давление.
Определяют давление, развиваемое насосом, как разницу между давлениями фонтанирования и забойным давлением. Затем по графику распределения устанавливают соответствие между давлениями, развиваемым насосом, и динамическим уровнем. Рассчитывают напор насоса (в м).
При совпадении или приближении расчетной величины напора с его величиной по характеристике насос считается выбранным.
2.10 Обслуживание агзу « Спутник »
К самостоятельной работе по обслуживанию сепарационных емкостей АГЗУ допускаются лица, не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обученные по соответствующей программе, АГЗУ.
Для управления работой и обеспечения аттестованные и имеющие удостоверение на право обслуживания сепарационных емкостей безопасных условий эксплуатации сепарационные емкости АГЗУ должны быть оснащены: запорной арматурой, приборами для измерения давления, пружинными предохранительными клапанами (ППК).
Запорная арматура должна устанавливаться на штуцерах, непосредственно присоединенных к сепарационной емкости и отводящих из неё рабочую среду. Запорная арматура должна систематически смазываться и легко окрашиваться. Каждая сепарационная емкость должна быть снабжена манометрами.
Пружинные предохранители клапана (ППК) должны устанавливаться на трубах, непосредственно присоединенных к сепарационной емкости.
Все работы по обслуживанию АГЗУ выполняют операторы по добыче нефти и газа, слесари-ремонтники нефтепромыслового оборудования и слесари КИП и А. Ремонт сепарационных емкостей и их элементов во время работы не допускается.
Обслуживание АГЗУ «Спутник» сводится к следующему: визуальный осмотр оборудования замерной установки; замена прокладок сальников, проверка состояния пломб; замена манометров, замена вышедших из строя задвижек, замена турбинного счетчика (ТОР), счетчика газа (АГАТ), а также ремонт переключателя скважин (ПСМ); проверка работы электрической части.