В связи с постоянным увеличением сроков разработки нефтяных скважин и увеличением числа проектов по добыче нефти, а также с высокой сложностью условий нефтяных пластов и круглогодичной эксплуатацией нефтяных скважин, типыаварии на нефтяных скважинахстали более сложными. В следующем разделе на примере поверхностного проектирования нефтяных скважин анализируются общиеаварии на нефтяных скважинахи соответствующие контрмеры.
В нефтедобывающей промышленности насосные агрегаты играют важнейшую роль. Однако условия работы в скважине и сложные условия эксплуатации часто приводят к различным отказам насосных агрегатов. Кроме того, разбросанность нефтяных скважин и неудобства с транспортной доступностью между ними приводят к высоким затратам на управление и техническое обслуживание. Поэтому создание быстрой, эффективной и оптимизированной модели классификации неисправностей и терминала визуализации особенно важно.
1. Оценка причин аварии на нефтяной скважине:
1.1 Метод динамограммы: Принцип работы заключается в следующем: с помощью комплексного динамометра для измерения уровня жидкости в нефтяной скважине после одного хода насосного агрегата регистрируется изменение нагрузки на подвесной трос, в результате чего формируется замкнутая кривая. Площадь замкнутой фигуры, образованной кривыми, представляет собой фактическую работу (в единицах дддхххх), выполненную насосом за один ход полированного штока, определяя таким образом рабочее состояние насоса в скважине. Обычные динамограммы включают в себя диаграммы, показывающие утечку в НКТ, вязкость нефти, недостаточную подачу жидкости, заклинивание насоса, столкновение насосов, отказ насоса, утечку через неподвижные и подвижные клапаны, поломку штока и попадание газа. При использовании этого метода соответствующий персонал должен анализировать ежедневные записи управления скважиной, такие как записи об изменении обводненности, отчеты о добыче и данные о давлении в обсадной колонне, для получения комплексной оценки. Этот метод применим для оценки различных причин отказов скважин и обладает очень высокой точностью, обеспечивая надежную основу для разработки разумных и точных планов ремонта после выявления причины отказов скважин.
1.2 Метод поддержания давления на устье скважины: Принцип работы следующий: при нормальной работе насосного агрегата обратный затвор закрыт, после чего с помощью манометра на 2,5 МПа отслеживается изменение давления в НКТ. На основе роста и падения давления определяется и анализируется причина отказа насоса. Например, если давление растет во время хода поршня насосного агрегата вверх и остается относительно стабильным или незначительно снижается во время хода вниз, это указывает на нормальную работу насоса. Если давление сначала медленно растет во время хода вверх, а затем перестает расти примерно через пять минут, или если давление значительно падает, это указывает на проблему с уплотнением седла клапана насоса, что может указывать на утечку. Кроме того, если показания манометра остаются относительно стабильными как во время хода вверх, так и во время хода вниз, с небольшим снижением во время хода вверх, это может указывать на возможный разрыв насосной штанги в скважине. В этом случае соответствующий персонал должен проверить эту информацию в сочетании с другими данными. Этот метод широко используется для проверки работоспособности клапанов насосов и диагностики неисправностей в штатном режиме эксплуатации. Однако, если НКТ в скважине сильно запарафинены, этот метод может привести к неточным результатам. Поэтому испытание давления на устье скважины имеет определённые ограничения при рутинной диагностике неисправностей.
1.3 Метод испытания насоса: Принцип работы следующий: во время полевых работ жидкость закачивается в насосно-компрессорную трубу с помощью цементовоза. Давление насоса и давление на устье сравниваются, чтобы определить, исправен ли насос. Один из методов заключается в помещении поршня в рабочий цилиндр для испытания под давлением. После остановки насоса жидкость закачивается в насосно-компрессорную трубу. Если давление на устье падает или отсутствует, это указывает на значительную утечку как в неподвижном, так и в нагнетательном клапанах. Если давление на устье повышается, нагнетательный клапан в порядке. Если давление на устье и давление в затрубе растут одновременно, это указывает на утечку в насосно-компрессорной трубе. Другой метод заключается в извлечении поршня из рабочего цилиндра и испытании насоса путем закачки жидкости. Если давление падает или отсутствует вообще, это указывает на утечку в неподвижном клапане. Этот метод в основном применим для определения наличия утечки в насосно-компрессорной трубе нефтяной скважины, правильности работы компонентов насоса и причин неисправностей при нормальной эксплуатации.
1.4 Повреждение НКТ: Повреждение самой НКТ также может привести к утечке. Одной из причин являются дефекты в процессе производства НКТ. Для нефтяных НКТ принят национальный стандарт СПЕЦ 5CT Американского института нефти (API), который устанавливает четкие требования к составу, твердости и прочности НКТ. Однако из-за различий в производственных процессах на разных предприятиях качество материалов НКТ различается, что делает их склонными к утечкам при добыче нефти и газа из-за внутренних дефектов. Во-вторых, факторы окружающей среды могут повредить НКТ. Во время эксплуатации наклон скважины и другие структурные факторы скважины могут вызывать неравномерный износ между НКТ и внутренней стенкой обсадной колонны, что приводит к трещинам или перфорациям и утечкам. Кроме того, нефть и газ, транспортируемые НКТ, а также вынос пластового песка также вызывают коррозию и повреждения, особенно если тип НКТ не соответствует условиям применения, что легко приводит к коррозии, перфорации и утечкам.
2. Меры по устранению неполадок:
2.1 Меры по устранению неисправностей при налипании парафина в нефтяных насосах: Существует много способов борьбы с налипанием парафина в нефтяных скважинах, распространенным методом является метод дддхххнасос-трогательный.дддххх Конкретная процедура заключается в следующем: сначала остановите насосный агрегат на 30-40 см ниже нижней мертвой точки, выключите питание, затяните тормоз и закрепите его над коробкой противовыбросового превентора (ПБ) с помощью квадратного зажима. Запустите насосный агрегат, чтобы отделить подвесной трос от квадратного зажима на полированном штоке. Затем снова выключите питание и затяните тормоз, чтобы передать нагрузку от насосного агрегата. Отметьте положение зажима над подвесным тросом. Затем ослабьте квадратный зажим над подвесным тросом и медленно отпустите тормоз. После того, как восходящий подвесной трос и отмеченное положение превысят исходное противовыбросовое расстояние, затяните тормоз и снова зажмите зажим над подвесным тросом, чтобы насосный агрегат выдержал нагрузку. Снимите квадратный зажим над коробкой превентора, отпустите тормоз и запустите насосный агрегат. Примерно через четыре удара насоса восстановите исходное противовыбросовое расстояние и запустите насосный агрегат в эксплуатацию. Если засорение успешно устранено и добыча в норме, добавьте необходимое количество депарафинизирующего агента в ствол скважины через запорный клапан в зависимости от фактического количества парафина в скважине. Если насосный агрегат сильно забит парафином, необходимо периодически проводить горячую промывку скважины с помощью автоцистерны с котельной, либо поручить рабочей бригаде проводить регулярные осмотры насоса. Во время осмотра насоса насосные трубы и насосные штанги должны пройти поверхностную депарафинизацию и очистку горячим оплавлением.
2.2 Меры по устранению застревания песка в нефтяных скважинах: Основной причиной застревания песка в нефтяных скважинах является то, что во время добычи нефти частицы песка из нефтяного слоя попадают в обсадную колонну вместе с потоком нефти, постепенно оседают с течением времени, вызывая подъем поверхности песка в стволе скважины и, наконец, попадают в цилиндр насоса, вызывая застревание песка в насосе. Поверхностные проявления включают в себя: повышенную нагрузку при ходе вверх на насосный агрегат, уменьшенную нагрузку при ходе вниз или отсутствие нагрузки; в тяжелых случаях полированный шток никогда не опускается, а квадратный зажим полированного штока отделяется от подвесного кабеля; постоянное снижение производительности скважины и КПД насоса; частицы песка, появляющиеся в пробах; и увеличенная динамометрическая диаграмма с пилообразной линией нагрузки. Существует много мер по борьбе с застреванием песка в нефтяных скважинах. Например, оборудование для борьбы с выносом песка может быть установлено в подходящем месте в нижней части насоса, чтобы предотвратить попадание частиц песка в цилиндр насоса; Соответствующее расстояние для предотвращения выноса песка можно отрегулировать в соответствии с положением насоса, вызвавшего закупорку песчаным материалом, и насосный агрегат может быть использован для проверки движения для устранения закупорки. После успешного устранения закупорки расстояние для предотвращения выноса песка можно отрегулировать в исходное положение; закупорку можно устранить путем обратной промывки скважины цементовозом; насос можно осмотреть, а трубу можно опустить на поверхность песка с помощью кончика ручки и промыть до проектной глубины. Скважину можно промывать промывочной жидкостью до тех пор, пока возвратная жидкость не нормализуется. Короче говоря, вынос песка в нефтяных скважинах не только влияет на скорость извлечения нефти, но и может серьезно повредить нефтедобывающее оборудование. Поэтому при ежедневной добыче нефти необходимо часто отбирать пробы, больше наблюдать и как можно раньше разрабатывать разумные и эффективные меры по предотвращению закупорки песчаным материалом, чтобы обеспечить стабильную и эффективную работу нефтяной скважины.
2.3 Измерение сопротивления изоляции или междуфазного постоянного тока: Перед измерением сопротивления или изоляции междуфазного постоянного тока необходимо сначала отключить питание и отсоединить кабель в распределительной коробке. (1) Измерьте сопротивление изоляции относительно земли. Если фактическое значение сопротивления, обнаруженное омметром во время измерения, близко к нулю, это указывает на то, что скважинный кабель вышел из строя или двигатель сгорел. (2) Измерьте сопротивление междуфазного постоянного тока. Сопротивление междуфазного постоянного тока АБ, до н.э. и Калифорния необходимо измерять отдельно. Если измерение показывает, что дисбаланс значений сопротивления трехфазного постоянного тока превышает 2%, можно с уверенностью сказать, что двигатель, вероятно, сгорит. В этом случае категорически запрещается пытаться запустить насос.
3. Роль технологии добычи нефти в разработке нефтяных месторождений:
Во-первых, это повышает эффективность разработки нефтяных месторождений. В процессе разработки нефтяных месторождений технология добычи нефти может снизить стоимость разработки нефтяных месторождений, смягчить проблему неэффективных инвестиций в добычу нефти и использовать сэкономленные инвестиции в качестве других эксплуатационных расходов. В процессе добычи нефти использование энергосберегающих продуктов может снизить потребление энергии и в определенной степени повысить эффективность добычи нефти. Во-вторых, технология добычи нефти может быть преобразована в производительность. Хотя исследования и разработки технологии добычи нефти требуют огромных финансовых вложений и потребляют много человеческих и материальных ресурсов в процессе популяризации и применения технологии, исследования и разработки технологии добычи нефти могут повысить эффективность добычи нефти, сэкономить средства, улучшить качество продукции месторождения, превратить технологию добычи в производительность и рационально использовать ее, тем самым преобразуя технологию добычи нефти в социальную производительность.
В процессе эксплуатации нефтяных скважин неизбежно возникновение множества неисправностей, влияющих на их нормальную работу. В связи с этим рекомендуется увеличить интенсивность ежедневных осмотров, максимально расширить динамический мониторинг, уделять внимание нормальной эксплуатации и техническому обслуживанию оборудования и пресекать потенциальные неисправности на ранней стадии. В то же время, основываясь на существующих проблемах с неисправностями, оценках и мерах противодействия, заинтересованным сторонам следует продолжать увеличивать инвестиции в исследования и разрабатывать более эффективные методы их устранения.
Ссылки：
[1] Анализ распространенных неисправностей электропогружных насосов и методы повышения скорости восстановления. Китай Оборудование Инженерное дело.
[2] Анализ случая быстрой коррозии и утечки трубопроводов, вызванной утечкой из распределительной коробки в нефтяной скважине. Китай Оборудование Инженерное дело.
[3] Обсуждение причин неисправностей и решений систем добычи нефти с помощью электропогружных насосов. Стандарты и качество нефтяной и химической продукции Китая.