Файл: Информация о предприятии, краткие сведения о районе нефтяных и газовых месторождений.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 06.12.2023
Просмотров: 121
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Подземное оборудование УШГН включает в себя: насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.
Станок-качалка конструктивно представляет собой индивидуальный балансирный привод штанговых насосов, состоящий из редуктора и сдвоенного четырехзвенного шарнирного механизма, с роторным и роторно-балансирным уравновешиванием, преобразующим вращательное движение кривошипов в вертикальное движение канатной подвески устьевого штока с прикрепленной к нему колонной насосных штанг.
Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины, подвешивания колонны НКТ, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах.
Для уплотнения устьевого штока применяется устьевой сальник.
Штанговые глубинные насосы предназначены для подъема жидкости из нефтяных скважин обводненностью до 99%, температурой до 130°С, содержанием сернистого водорода не более 50мг/л, минерализацией воды не более 10г/л. Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами.
Штанги насосные предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса. Изготавливаются в основном из легированных сталей круглого сечения диаметром 16, 19, 22, 25 мм, длиной 8000 мм и укороченные – 1000, 1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации.
Насосно-компрессорные трубы (НКТ) служат для извлечения жидкости и газа из скважин, нагнетания воды, сжатого воздуха (газа) и производства различных видов работ по текущему и капитальному ремонту скважин (КРС).
5 Технологии выполняемых работ на предприятии или цехе
При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной плунжер также совершает возвратно-поступательное движение.
При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящейся над плунжером, и столб жидкости в колонне насосно-компрессорных труб движется вверх - происходит откачивание жидкости. В это время впускной (всасывающий) клапан открывается, и жидкость заполняет объем цилиндра насоса под плунжером.
При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под действием давления столба откачиваемой жидкости закрывается, нагнетательный клапан открывается и жидкость перетекает в надплунжерное пространство цилиндра.
Откачиваемая жидкость отводится из колонны через боковой отвод устьевого сальника и направляется в промысловую сеть.
На Игровском месторождении средняя наработка на отказ УСШН составляет 581 сут. Основными причинами выхода из строя УСШН (422 отказа) являются износ или засорение клапанов (147 отказов – 34,8%), обрыв или отворот штанг (133 отказа – 31,5%), износ или заклинивание плунжера (95 отказов – 22,5%), негерметичность НКТ (16 отказов -3,8%), прочие по оборудованию (31 отказ – 7,3%).
Причинами отказа являются отложения парафина (16 скважин), высоковязкие эмульсии (15 скважин), отложения солей (9 скважин), гидратные пробки (7 скважин), механический износ и засорение механическими примесями. В анализе участвовали насосы, установленные в скважинах в период с 01.01.2010г. по 01.01.2015г.
К проблемам эксплуатации скважин штанговыми насосными установками относят:
1) Вредное влияние газа на приеме насоса. Значительное количество свободного газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса вплоть до нарушения подачи.
Уменьшение вредного пространства на приеме насоса увеличивает коэффициент его наполнения. Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный нагнетательный клапан.
В промысловых условиях часто увеличивают глубину погружения насоса на глубину, где давление равно давлению насыщения, вредное влияние газа прекращается, так как на этой глубине свободною газа нет.
Применяются также газовые якоря. Работа газовых якорей основана на отделении газовых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использование принципа центрифугирования при завихрении потока.
2) Высокое содержание песка в добываемой жидкости. Отрицательное влияние песка в продукции сводится к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей не герметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10 - 20 мин) возможно заклинивание плунжера в насосе, а при большом осадке - и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования забойной пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки.
Борьба с вредным влиянием песка ведется с помощью различных фильтров, песчаных якорей. В песочном якоре частичное отделение песка из жидкости происходит за счет поворота струи на 180°. Песок отделяется и скапливается в нижней части якоря. По заполнении трубы песком якорь поднимают на поверхность и очищают (Длину песчаного якоря выбирают из расчета, чтобы время заполнения его песком приравнивалось времени износа и смены глубинного насоса).
3) Обрыв штанг - разрушение колонны штанг происходит, либо при разрыве тела штанги, либо при разрушении резьбовых соединений.
Обрывы штанг происходят вследствие усталости металла, в результате переменных нагрузок, концентраций напряжений, коррозионности среды. Усталостное разрушение штанг обычно начинается с поверхности образованием микротрещины. Поверхность излома имеет характерный вид: она состоит из двух зон - мелкозернистой и крупнозернистой. На возникновение обрывов штанг влияют отложения АСПО на стенках НКТ, неправильная подгонка подвески.
4) Парафиновые отложения. При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ. В результате этого сужается поперечное сечение труб, возрастает сопротивление движению жидкости и перемещению колонны штанг, увеличивается нагрузка на головку балансира СК, нарушается его уравновешенность, уменьшается коэффициент подачи. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны насоса извне, могут нарушить их герметичность. Иногда становится невозможным подъём колонны штанг из-за уплотнения парафина.
Существует несколько способов борьбы с парафиновыми отложениями:
Тепловые методы, которые основаны на способности парафина плавиться при воздействии тепла и выноситься из скважины с пластовой жидкостью. К таким методам борьбы относятся: подача в скважину теплоносителей (пар или горячая жидкость), электронагрев (суть способа заключается в установке в скважине источника тепла), использование передвижной установки на шасси автомобиля.
Механические способы, которые применяют на ранних стадиях разработки, для чего используют скребки различной конструкции, эластичные шары и перемешивающие устройства.
Химические способы, которые основаны на применении ингибиторов.
Физические способы, которые реализуются с помощью разнообразных полей, механических и ультразвуковых колебаний и их воздействии на парафин, который входит в состав нефти.
Использование специальных покрытий для труб, которые состоят из материалов с диэлектрической проницаемостью от 5 до 8 единиц.
Следить за состоянием подземного оборудования УШГН позволяет метод динамометрирования. Динамометрирование ШСНУ дает важную информацию о работе установки в целом. На автоматизированных промыслах оно осуществляется дистанционно из центрального диспетчерского пункта. С этой целью СК оборудуются специальными тензометрическими датчиками усилий и датчиками хода полированного штока.
Практическая динамограмма отличается от теоретической и ее изучение позволяет определить максимальную и минимальную нагрузки, длины хода штока и плунжера, уяснить динамические процессы в колонне штанг, выявить ряд дефектов и неполадок в работе ШСВУ и насоса.
Снятие диаграммы нагрузки на полированный шток в зависимости от хода называется динамометрией ШСНУ. Она осуществляется силоизмерительным регистрирующим прибором - динамометром. Сопоставление снятой на ШСНУ динамограммы с теоретической позволяет выяснить отклонения от нормальной работы установки в целом и дефекты в работе самого ШСН.
6 Промышленная и экологическая безопасность на предприятии или цехе
Запуск и вывод на режим производятся после приема скважин из ремонта под контролем мастера по добыче нефти и газа (инженера-технолога) оператором по добыче нефти и газа с квалификацией не ниже 3 разряда после приема скважины из ремонта.
Обязательное выполнение следующих работ до запуска:
- ознакомиться с данными о скважине и УШГН по записям в эксплуатационном паспорте;
- проверить оснащенность скважины исправным обратным клапаном между затрубным пространством и выкидной линией (в случае неисправности произвести его замену с отметкой в эксплуатационном паспорте УШГН), патрубком для отбивки уровня жидкости в затрубном пространстве, исправными манометрами на буфере и выкидной линии;
- проверить исправность, при необходимости произвести ревизию сальникового устройства (СУСГ);
- проверить, при необходимости установить соответствующий режим работы СК. Запуск скважины производится с уже установленными запланированными длиной хода и числом качаний СК;
- проверить исправность замерной установки и пробоотборника, состояние запорных устройств фонтанной арматуры, задвижек в АГЗУ, на манифольде и секущих задвижек.
- с помощью прибора определить перед запуском статический, а после запуска - динамический уровни в скважине с записью в эксплуатационном паспорте ШГН.
Процесс запуска и вывод на режим
В присутствии представителя ЦДНГ (оператора) производится запуск скважины в работу. После появления подачи на устье скважины производится опрессовка НКТ на герметичность, для чего закрывается линейная задвижка и по достижении буферного давления 4,0 МПа (40 кгс/см2) установка отключается. При герметичности подъемного лифта темп падения буферного давления не должен превышать:
- для НВ (НН) – 27 и 32 – 5 кгс/см2 за 1 мин;
- для НВ (НН) – 38 и выше – 10 кгс/см2 за 1 мин.
Вызов подачи производится только с помощью СК, использование подъемного агрегата для этого не допускается. В случаях, если запуск скважины невозможен по причинам неисправности СК, необходимости центровки головки балансира относительно устья скважины или переобвязки скважины и т.п., запуск в работу производится после проведения соответствующих ремонтных работ в течение не более одних суток после окончания ремонта.
На скважинах, подверженных солеотложению, перед запуском производить замещение раствора глушения на сеноманскую воду или нефть. Рассмотреть возможность использования при глушении растворов, содержащих ингибитор солеотложений.
Если подвеска НКТ (в комплекте «замковая опора + насос») герметична, установка запускается и производится вывод ее на установившийся технологический режим работы. При этом замеряется подача (дебит) установки на АГЗУ и производится отбивка уровня жидкости в затрубном пространстве.
В процессе вывода установки на режим оператор по добыче нефти и газа отслеживает и фиксирует в эксплуатационном паспорте статический и динамический уровни, дебит жидкости, буферное, линейное, затрубное давления и производит снятие динамограмм:
- статический уровень замеряется перед запуском установки;
- динамический уровень замеряется после запуска и далее, с периодичностью не менее одного замера в сутки, до полной стабилизации динамического уровня и затрубного давления;
дебит жидкости замеряется после запуска и в процессе вывода на стабильный режим эксплуатации;
- динамограмма снимается после запуска и после вывода на стабильный режим эксплуатации.
Если в процессе откачки погружение насоса под уровень достигнет 100 м, то установка отключается на накопление жидкости и дальнейшие работы проводятся под руководством технолога ЦДНГ.