Шелкановское месторождение и разработка нефтяных скважин

дипломная работа

4.2 Основные проблемы при эксплуатации ШСНУ

При добыче парафинистой нефти в глубиннонасосных скважинах возникают осложнения, вызванные выпадением парафина на стенках подъемных труб и в узлах глубинного насоса.

Отложения парафина на стенках подъемных труб уменьшают их поперечное сечение, в результате чего возрастает сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости.

По мере роста парафиновых отложений увеличивается нагрузка на головку балансира станка-качалки и нарушается его уравновешенность, а в случае сильного запарафинивания труб снижается и коэффициент подачи насоса. Отдельные комки парафина, проникающие в насос извне, попадая под клапаны, могут нарушить их герметичность.

В глубиннонасосных скважинах принимаются различные меры против отложений парафина.

Термический метод депарафинизации насосных труб применяется в различных вариантах. Наиболее простой способ термической депарафинизации это закачка нагретой нефти в затрубное пространство скважины при работе глубинного насоса. Горячая нефть, нагревая подъемные трубы, расплавляет парафин на их стенках, и он выносится потоком нефти на поверхность.

Наибольшее распространение получил механический метод депарафинизации насосных труб. При этом методе на колонне штанг устанавливаются скребки различной конструкции, которые срезают парафин со стенок труб в процессе возвратно-поступательного движения штанг.

Колонна штанг, оборудованная пластинчатыми скребками, приводится во вращение при помощи специальных приспособлений - штанговращателей. Для измерения нагрузок на штанги и определения качественных показателей работы глубинного насоса применяют приборы, называемые динамографами. Эти приборы записывают на бумаге значения нагрузок на сальниковый шток за одно двойное качание (вверх и вниз) в виде диаграммы. Записанная диаграмма называется динамограммой.

Для исследования глубиннонасосных скважин применяют специальные глубинные манометры лифтовые, которые устанавливают под насосом. Такие манометры спускают в скважины на трубах вместе с насосом. Часовой механизм манометра заводится на длительное время (до 10 суток и более). За этот период проводят весь цикл исследования скважины.

В большинстве случаев при исследовании глубиннонасосных скважин находят зависимость «дебит динамический уровень» или определяют забойное давление по высоте динамического уровня жидкости в скважине.

Широкое распространение получили различные эхометрические установки для замера динамического уровня, основанные на принципе отражения звуковой волны от уровня жидкости в затрубном пространстве скважин.

Правила безопасности при эксплуатации СКН.

Устье скважины оборудуется запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока. До ремонта:

1.Отключить эл. двигатель, груз в нижнем положении, поставить на тормоз, вывесить плакат «Не включать! Работают люди»

2.На СКН должен висеть плакат «Пуск автоматически»

3. Система замера дебита, контроля пуска, остановки скважин должны иметь выход на диспетчерский пульт.

4. Кривошипно-шатунный механизм, тормозная площадка должны иметь ограждения

5.СКН должен быть установлен так, чтобы исключалась возможность соприкосновения движущихся частей с фундаментом и грунтом.

6.В крайнем нижнем положении головки балансира, расстояние между траверсой и подвеской сальникового штока или штангодержателем или устьевым сальником должно быть более 20 см

7.Кондуктор должен быть связан с рамой СКН не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к раме и кондуктору.

8.Диаметр заземляющего проводника должен быть не менее 10 мм.

9.Проводник должен быть углублен в землю на 0,5 м.

10. Соединение заземления должно быть доступно к осмотру.

11.Применение каната не допускается.

5. Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН

К подземному оборудованию относятся: а) электроцентробежный насос, являющийся основным исполнительным узлом установки (ЭЦН); б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса; в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая из протектора и компенсатора; г) токоведущий кабель, служащий для подачи электроэнергии к ПЭД; д) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.

К наземному оборудованию относятся: а) устьевая арматура, служащая для направления и регулирования поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля; б) станция управления погружным двигателем, осуществляющая запуск, контроль и управление работой УЭЦН; в) трансформатор, предназначенный для регулирования величины напряжения, подаваемого к ПЭД; г) подвесной ролик, служащий для подвески и направления кабеля в скважину при спуско-подъемных операциях.

На рис.5.1 приведена скважина, оборудованная для эксплуатации УЭЦН, на рис.5.2 - электроцентробежный насос.

Рис. 5.1. Установка электроцентробежного насоса

1 - компенсатор; 2 - погружной электродвигатель; 3 - протектор; 4 - нижняя секция насоса; 5 - верхняя секция насоса; 6 - кабель; 7 - муфта; 8 - металлический пояс; 9 - устьевая арматура; 10 - станция управления; 11 - автотрансформатор; D-диаметр эксплуатационной колонны

Делись добром ;)