Запуск уэцн после ремонта

Пуск установки ЭЦН и вывод ее на режим после подземного ремонта

Запуск и вывод УЭЦН на постоянный режим работы производятся под контролем мастера по добыче нефти и газа (технолога) пусковой бригадой в составе: оператор по добыче нефти и газа; электромонтер.

Перед запуском установки пусковая бригада обязана:

— ознакомиться с данными о скважине и УЭЦН по записям в эксплуатационном паспорте;

— проверить оснащенность скважины обратным клапаном между затрубным пространством и выкидной линией, патруб­ком для отбивки уровня жидкости в затрубном пространстве, манометрами на буфере, выкидной линии и затрубном про­странстве.

Оператор по добыче нефти и газа с помощью прибора определяет перед запуском статический, а после запуска дина­мический уровни в скважине с записью в эксплуатационном паспорте УЭЦН, проверяет исправность замерной установки и пробоотборника, состояние запорных устройств.

Электромонтер проверяет сопротивление изоляции си­стемы «кабель-двигатель» (не менее 5 МОм), работоспособ­ность станции управления, защиты от замыкания на землю, заземление, фазировку кабеля, производит предварительную настройку защит.

Электромонтер по команде оператора по добыче нефти и газа производит запуск УЭЦН в работу. Правильность враще­ния установки проверяется по величине подачи насоса, буфер­ного давления, рабочего тока электромонтером и оператором совместно.

Подача УЭЦН на выкиде скважины должна появиться за определенное время после запуска в зависимости от типо­размера установки, диаметра НКТ и статического уровня при минимальной производительности насоса, ниже которой экс­плуатация УЭЦН запрещается.

После появления подачи на устье производится опрессовка НКТ на герметичность, для чего закрывается выкидная задвижка и по достижении буферного давления 4,0 МПа уста­новка отключается. При герметичных НКТ и обратном клапане, установленном выше ЭЦН, темп падения буферного давления не должен превышать 10% за одну минуту.

Если НКТ герметичны, установка запускается, и произ­водится вывод ее на нормальный режим работы. При этом замеряется подача (дебит) установки на замерной установке, и производится отбивка уровня жидкости в затрубном про­странстве через каждые 15-30 минут работы в зависимости от типоразмера установки.

В процессе вывода установки на режим оператор по добыче нефти и газа следит также за ее подачей, буферным и затрубным давлениями, электромонтер — за сопротивлением изоляции УЭЦН, рабочим током и напряжением. Параметры работы установки заносятся в эксплуатационный паспорт.

В процессе откачки жидкости глушения оператор произ­водит отбор пробы жидкости на содержание в ней КВЧ. При необходимости с помощью штуцера на выкиде скважины про­изводится регулирование подачи установки как в процессе вывода на режим, так и после него.

Установка считается выведенной на нормальный режим, если ее производительность соответствует оптимальной зоне рабочей характеристики насоса, динамический уровень стаби­лизировался, а погружение насоса под уровень обеспечивает содержание свободного газа в откачиваемой жидкости не более 25% без газосепаратора и 25-50% с газосепаратором.

При выводе на режим УЭЦН возможны следующие основ­ные осложнения:

Источник

Запуск и вывод на режим скважин, оборудованных УЭЦН

Перед запуском скважины с УЭЦН должна быть обеспечена исправность оборудования:

— устьевая арматура должна иметь работоспособные обратный клапан и задвижку между затрубным пространством и выкидной линией; исправные задвижки и манометры; патрубок для эхолотирования со свободным доступом к нему; пробоотборный кран на выкидной линии и др.;

— работоспособная замерная установка’ «Спутник «;

— должна быть проверена герметичность с помощью агрегата ЦА-320 насосно-компрессорных труб и сальникового уплотнения в кабельном вводе фонтанной арматуры.

На момент запуска УЭЦН в эксплуатационном паспорте УЭЦН (далее по тексту — ЭП) должны быть заполнены все строки разделов. Запуск и вывод на режим скважины с УЭЦН осуществляется бригадой в составе:

— оператор по добыче нефти (с разрядом не ниже 4-го);

— электромонтер ЭМЦ (с разрядом не ниже 4-го);

— оператор ЦНИПР (с разрядом не ниже 4-го).

Оператор по добыче нефти выполняет все необходимые операции с устьевой арматурой, коллектором, АГЗУ «Спутник», обеспечивает контроль за величиной подачи из скважины и передачу данных диспетчеру (технологу) ЦДНГ. Совместно с электриком ЭПУ определяет правильность направления вращения привода ПЭД. В зимнее время осуществляет отогрев фонтанной арматуры, коллектора до АГЗУ Спутник и АГЗУ Спутник. Сразу после запуска УЭЦН отбирает устьевую пробу жидкости на содержание мехпримесей. В случае недопустимо, высокого содержания мехпримесей- 1000 мг/л и более, установка отключается и производится промывка скважины нефтью, силами ПРС. В э/п записывает величину замера Qж, либо причину невозможности замера, работоспособность обратного клапана фонтанной арматуры, давление опрессовки системы НКТ+обр. клапан ЭЦН, время до появления подачи. В течение одного часа после запуска контролирует работу УЭЦН совместно с электриком ЭПУ и оператором ЦНИПР.

Электромонтер ЭМЦ производит запуск УЭЦН, обеспечивает нормальное функционирование станции управления, работоспособность защит. Совместно с оператором по добыче нефти и оператором ЦНИПР определяет правильность направления вращения привода ПЭД, при необходимости производит смену направления вращения привода ПЭД и заполняет соответствующую графу в ЭП. В течение одного часа после запуска УЭЦН контролирует функционирование СУ и работоспособность защит.

Оператор ЦНИПР делает замер статического уровня, после запуска установки ведет контроль за снижением динамического уровня, по которому определяет производительность насоса, правильность направления вращения привода ПЭД (принимая, что сразу после запуска притока из пласта нет и отбор жидкости идет из затрубного пространства). Производит вывод скважины на режим, при необходимости, после 3-й откачки, снимает КВУ, прослеживает основные параметры работы УЭЦН (1р, Qж, Рб, Рз, Ндн ) во время всего вывода скважины на режим, заполняет соответствующую графу в ЭП.

Ответственность за вывод на режим, своевременное отключение насосной установки при нештатных ситуациях, либо запуск при неготовности оборудования, (неисправность АГЗУ «Спутник», негерметичность обратного клапана ЭЦН, обратного клапана на затрубье и др.) лежит на технологической службе ЦДНГ. Решение о способе вывода на режим или остановке насоса для устранения выявленных неполадок принимает ведущий технолог ЦДНГ совместно с мастером ЦНИПР. Целью операции по выводу скважины УЭЦН на режим является обеспечение работоспособности УЭЦН в начальный период ввода скважины в эксплуатацию после ремонта и недопущение нештатных режимов работы, способных сократить ресурс УЭЦН, либо вообще преждевременно вывести УЭЦН из строя.

Основная задача состоит в недопущении перегрева ПЭД удлинителя кабеля и обеспечении отключения УЭЦН при перегреве, или срыве подачи. С этой целью в ближайшее после запуска время осуществляется регулярный контроль за величиной подачи из скважины и темпом снижения динамического уровня на основании чего для конкретного промежутка времени определяется величина притока из пласта, являющегося охлаждающим фактором для погружного электродвигателя и УЭЦН в целом. Основным при выводе на режим является способ ускоренной откачки задавочной жидкости и снятия тем самым противодавления на пласт. При этом применительно к низко дебитным скважинам, в случае откачки уровня и невыходе в первый период на режим работы, практикуют чередующийся сразу же после восстановления уровня повторные циклы откачки. В качестве вспомогательного способа вывода на режим, для скважин с неустойчивым коллектором и интенсивными пескопроявлениями может быть применен метод частичного штуцирования сразу же после запуска УЭЦН для недопущения быстрого темпа увеличения депрессии на пласт из-за опасности обильного выброса в этот период мех примесей вместе с пластовой жидкостью. При таком способе вывод на режим выполняется силами ЦДНГ и ЦНИПР. Оценка величины охлаждающего ПЭД потока, равного притоку из пласта определяется в процессе вывода на режим как разность между общим замером по АГЗУ «Спутник» и темпом откачки (объемным расходом) жидкости из затрубного пространства, определяемым по таблице 3.

Величина динамического уровня в скважине определяется с помощью эхолота. При невозможности применить эхолот, для приблизительной оценки величины динамического уровня может быть использован метод опрессовки. Он заключается в кратковременном, не более чем на 3 минуты перекрытий задвижки на выкидном манифольде фонтанной арматуры и снятии давления на буфере. При необходимости этим методом можно воспользоваться, когда динамический уровень уже значительно снижен (не менее чем до 700÷800 м) с тем, чтобы при перекрытии задвижки буферное давление не возрастало более опасных пределов 60 атм. Необходимо иметь в виду, что метод опрессовки дает хорошую сходимость при откачке насосом дегазированой жидкости, например, раствора глушения при первых циклах откачки. Величина динамического уровня тогда может быть определена по формуле:

Ндин. = Но- (10 Ропр + 10 Рзатр), метры

где: Но — напор, развиваемый насосом на закрытую задвижку (паспортные данные), γ — удельный вес откачиваемой жидкости,

Рзатр — давление газа в затрубном пространстве, атм.

Скважина считается выведенной на режим, если результаты 3-х измерений динамического уровня, выполненных с интервалом в 30 мин., близки по значению (+/-50 метров), либо наблюдаются повышение уровня при равенстве заверенных дебитов по ГЗУ в пределах рабочей характеристики насоса. Исключением может быть случай применения газосепаратора.

Циклом откачки считается снижение динамического уровня до значений, близких к срыву подачи насоса. Не допускается откачка уровня ниже, чем 300 м над приемом УЭЦН. После появления водо – газо – нефтяной смеси на выходе УЭЦН, снижение динамического уровня не допускается ниже 400 – 600 м. над приемом насоса (в зависимости от % Н20). Если скважина после 3-го цикла не выходит на режим, она подлежит дальнейшему довыводу силами ЦДНГ и ЦНИПР путем штуцирования, либо переводу на периодический режим работы, после снятия КВУ и определения продолжительности циклов откачки и наполнения. Для установления программного режима ЦДНГ подает соответствующую заявку в ЭМЦ. При регулировании производительности насоса путем штуцирования, не допускается снижать подачу более чем на 30% от номинальной величины.

При достаточном для охлаждения ПЭД притоке из пласта дальнейший вывод на режим производится согласно вышеуказанному положению. При недостаточном притоке, производится остановка УЭЦН на 30 минут, для охлаждения ПЭД. После этого цикл повторяется до появления притока из пласта. При невозможности длительного пребывания на скважине обслуживающего персонала, для периодического отключения на охлаждение ПЭД (в низкодебитных скважинах) применяются программные блоки управления БРГ, функционирующие в режиме: 2 часа работы и 30 минут остановки, учитывая при этом, что оценка необходимости охлаждения ПЭД (замер Ндн и Qж через 15 минут) на этих скважинах должна быть произведена не позднее, чем через 3 цикла работы в автоматическом режиме. Если по каким либо объективным причинам нет возможности произвести контрольную оценку работы скважины через 3 цикла работы в данном режиме, необходимо это сделать не позднее указанного времени. В зимнее время в случаях длительной.осгановки скважины на приток должны быть приняты меры против замораживания коллектора.

Список литературы

1. «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». – РД 08-200-98 с изм. и доп.ПБИ 08-375(200)-00.
2. «Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов». ПБ 10-382-00.
3. «Правила устройства и безопасной эксплуатации подъемников (вышек)». ПБ 10-256-98.
4. «Учебные планы и программы для профессиональной подготовки и повышения квалификации рабочих на производстве» – М., 2004.
5. А.В.Беззубов, В.Н.Шаров, В.И.Дубовой, «машинист насосной станции по закачке рабочего агента в пласт» — М., Недра, 1997.
6. А.Т.Нагиев, В.В.Жеребцов, В.Б.Мазепа, «Справочник мастера по добыче нефти и газа» — Ноябрьск., 2004.
7. В.В.Андреев и др., «Справочник по добыче нефти и газа» — Уфа, 2000.
8. В.Н.Васильевский, А.И.Петров, «Техника и технология определения параметров скважин и пластов» — М., Недра, 1989.
9. Г.В.Молчанов, АГ.Молчанов, «Машины и оборудование для добыче нефти и газа» — М., Недра, 1984.
10. И.М.Муравьев и др., «Справочник по добыче нефти и газа» Т.2, М., — 1959.
11. К.В.Иогансен, «Спутник буровика» — М., Недра, 1990.
12. Методическое руководство по технологии проведения и методике интерпретации гидродинамических исследований скважин на объектах ОАО «Сибнефть – Ноябрьскнефтегаз» — М., 2001.
13. Н.А.Гукасов, «Механика жидкости и газа» — М., Недра, 1996.
14. Регламент на проведение работ по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин с помощью гелеобразующих композиций — Ноябрьск, 2001.
15. С.А.Махмудов, «Монтаж, эксплуатация и ремонт скважинных штанговых насосных установок» — М., Недра, 1987.
16. Технология повышения нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири. АО «Химеко-ГАНГ» — М., 1997.
17. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» — от 21.07.97 № 1160Ф3.
18. Федеральный закон «Об обязательном социальном страховании от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний» — от 24.07.98 № 125-ФЗ.
19. Ю.В.Вадецкий, «Бурение нефтяных и газовых скважин» — М., Недра, 1993.

Источник

Запуск уэцн после ремонта

Определение правильности напрвления вращения УЭЦН. При определении правильности вращения ЭЦН, многие электромонтеры руководствуются правилом, на каком вращении токи выше, то вращение и правое. Данный подход справедлив только до ПЭД45, двигатели большей мощностью ведут себя на обратном вращении крайне не предсказуемо и у них на обратных «концах» токи могут значительно превышать те, которые мы можем наблюдать на прямых. Сам не однократно наблюдал картину, токи в номинале, а подачи нет, в итоге вращение не верное.

Так как быть? Определять правильность вращения опрессовкой на запущенную УЭЦН. Самый идеальный вариант, если на фонтанной арматуре установлена дискретная штуцерная камера, т.е. поворотом оси мы можем поменять диаметр штуцера не останавливая УЭЦН, это самый безопасный и эффективный способ, т.к. без штуцерной камеры приходится проводить опрессовку задвижкой, например линейной, а у задвижек имеется не хорошее свойство, если происходит резкий перепад давлений до и после задвижки, то ее закусывает и она вообще перестает функционировать, что на рабочий ЭЦН очень пагубно может сказаться на подвеске труб НКТ, и вообще может привести к аварии.

В общем способ довольно прост:
Требуется два человека 1й стоит около СУ и по сигналу второго нажимает кнопки пуск и стоп. Основную работу выполняет второй:
1. вызываем подачу (если подачу вызвать не удалось сразу переходим к п.3), на работающий УЭЦН, закрываем задвижку (линейную или переключаем штуцер на самый минимальный) одновременно следя за давлением на буфере (затрубные задвижки должны быть закрыты)
2. как только давление начало повышаться засекаем время, за какой промежуток времени давление будет повышено с линейного до 40Атм. При этой процедуре полное закрытие задвижки НЕ ОБЯЗАТЕЛЬНО и даже не желательно, но если при полностью закрытой задвижке давление не начало сразу или вообще расти, то это может свидетельствовать о дыре в НКТ или не верном вращении.
3. останавливаем УЭЦН, открываем полностью задвижку (разжимаем штуцер на максимум), меняем фазировку (направление вращения, перекидываем концы и т.п.) запускаем ЭЦН в работу и повторяем п.1 и п.2.
4. Сравниваем время за которое установка набрала 40 Атм, соответственно где время набора меньше, то вращение и верное, а где больше или вообще подача не появилась или не набрало давление, то вращение не верное.

НЕ РЕКОМЕНДУЕСЯ: проводить данную процедуру при первом запуске после глушения при полной скважине, т.к. подача и кубатура у насоса с устья практически одинакова на любом вращении, при прокачивании жидкости глушения насос на закрывающуюся задвижку может набрать давление практически мгновенно и можно не успеть отключить СУ. А авария и полет установки в скважину не очень занимательная история, точнее может и занимательная, но не приятная!

КАК СМЕНИТЬ ВРАЩЕНИЕ: может кто не знает, так, для справки: для СУ с ЧР вращение можно поменять прямо из меню контроллера, во время остановки просто изменив уставку вращения с прямого на обратное и в обратном направлении с обратного на прямое. Для СУ с прямым или плавным пуском придется поменять на выходе из СУ или на выходе из ТМПН поменять местами ЛЮБЫЕ ДВА фазных провода местами,

Источник