Разрядка скважины через АГЗУ

 

 

В

Технологическом блоке установлен переключатель скважин многоходовой (ПСМ) 1, к которому через нижний ряд задвижек 2 подводится продукция добывающих скважин. Автоматическое переключение ПСМ производится при помощи гидропривода 3.

Система задвижек верхнего ряда 4 позволяет направлять продукцию скважин по байпасу 5 в сборный коллектор 6, минуя ПСМ, т.е. без замера. Для разрядки байпасной линии предусмотрена дренажная линия 7, выведенная в канализационный колодец либо в дренажную емкость.

Основным элементом установки является емкость сепарационная 8, оснащенная контрольно-измерительными приборами 9 и пружинным предохранительным клапаном (СППК) 10. На выходе газа из ёмкости устанавливается газовая заслонка 11, а на трубопроводе выхода жидкости — счетчик ТОР 12 и регулятор расхода 13.

Для сброса грязи из емкости предусмотрена грязевая линия 16, а для слива жидкости — линия разрядки 14, выведенная в канализационный колодец, либо в дренажную емкость.

Пуск УЭЦН

 

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 ⁴ 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:

- недостаточный приток жидкости из пласта;

- неразворот или тяжелый пуск установки;

- отсутствие подачи.

 

Задание 3

 

Влияние свободного газа, попадающего в цилиндр насоса при такте всасывания

 

а - динамограммы при небольших давлениях у приема на­соса, причем линия 1 при Р_пр1, 2 - Р_пр2, 3 - при Р_пр3 (Р_пр1> Р_пр2> Р), линия 4 - срыв подачи насосом; б - динамограмма при большом давлении у приема насоса

5.20, б. По мере роста объема свободного газа в цилиндре насоса площадь динамограммы уменьшается (линии 1,2,3 на рис. 5.20, я), а при срыве подачи вследствие свободного газа динамограм­ма приобретает следующий вид (линия 4 на рис. 5.20, а).

Рис. 5.20. Динамограммы для случая влияния свободного газа

 

Эти динамограммы отличаются характером процесса раз­грузки колонны штанг при ходе вниз. Если под плунжером на­соса имеется свободный газ, то при ходе плунжера (штанг) вниз замедляется процесс разгрузки штанг вследствие сжимаемости газожидкостной смеси в цилиндре насоса. При этом вид дина­мограммы зависит от давления на приеме насоса. При малых давлениях на приеме получают динамограмму, показанную на рис. 5.20, а, а при больших — динамограмму, показанную на рис.

 

 

Превышение подачи установки над притоком. Очень часто по форме динамограммы при влиянии свободного газа похожи на динамограммы, когда подача насоса превышает приток про­дукции в скважину и давление на приеме резко снижается. В этом случае необходимо проследить за формой динамограмм, фиксируемых последовательно одна за другой после кратков­ременной остановки скважины. В случае превышения подачи насоса над притоком продукции в скважину первая после оста­новки скважины динамограмма покажет полное заполнение цилиндра при такте всасывания (рис. 5.21, динамограмма 1). Последовательно фиксируемые динамограммы 2, 3 и 4 будут принимать форму, характерную для влияния свободного газа.

 

Рис. 5.21. Динамограмма при превышении притока продукции в скважину:

1 - нормальное заполнение цилиндра при такте всасывания (после остановки скважины); 2, 3, 4 - динамограммы, фикси­руемые через определенные промежутки времени после снятия первой динамограммы

Нарушение герметичности насоса, связанное с утечками в нагнетательной части насоса (нарушение герметичности нагнетательных клапанов или пары «цилиндр-плунжер»), ха­рактеризуется выполаживанием линии восприятия нагрузки штангами при ходе вверх, большей крутизной линии разгрузки штанг и скруглением линии нагрузки в точках С и D (рис. 5.22, а). Утечки в приемной части насоса (нарушение герметичности всасывающего клапана или посадочного конуса вставного насо­са — при нижней посадке) характеризуются выполаживанием линии разгрузки штанг при ходе вниз, большей крутизной линии восприятия нагрузки штангами и скруглением линии нагрузки в точках А и В при ходе вверх (рис. 5.22, б).

 

Рис. 5.22. Динамограммы при нарушении герметичности насоса: а - утечка в нагнетательной части насоса; б - утечка в приемной части насоса вниз, определяемыми колебаниями колонны штанг вследствие удара в момент посадки конуса (рис. 5.23, б).

Неправильная посадка плунжера насоса отражается на динамограммах по-разному. Удар плунжера о нижний (вса­сывающий) клапан или низкая посадка плунжера вследствие неправильной подгонки длины штанг при монтаже проявляется на динамограмме петлей в нижнем левом углу ее (рис. 5.23, а). Срыв нижнего конуса захватным штоком при высокой посадке плунжера проявляется на динамограмме в виде петли в правом верхнем углу и характерными изменениями нагрузки при ходе

 

Рис. 5.23. Динамограммы при неправильной посадке плунжера в цилиндре насоса:

а - при ударе плунжера о всасывающий клапан; б - высокая посадка плунжера и срыв нижнего конуса захватным штоком

Обрыв штанг (отворот плунжера) характеризуется на динамограмме незначительной разницей в нагрузках при ходе вверх и вниз, т.е. динамограмма имеет форму узкой горизон­тально расположенной петли (рис. 5.24), которая располагается на уровне нагрузки от веса штанг в продукции скважины, если произошел отворот плунжера или обрыв штанг у плунжера (рис. 5.24, а). Местоположение такой динамограммы связано с

местом обрыва: петля располагается между нулевой нагрузкой и нагрузкой от веса штанг в продукции (рис. 5.24, б).

 

Рис. 5.24. Динамограммы при обрыве штанг (отвороте плунжера):

а - обрыв штанг у плунжера (отворот плунжера); б - обрыв штанг в середине штанговой колонны (динамограмма 1) и обрыв в верхней части колонны (динамограмма 2)

Заедание плунжера характеризуется на динамограмме значительным местным увеличением или снижением нагрузки в сравнении с нагрузками при нормальной работе установки. На рис. 5.25, а показана динамограмма с заеданием плунжера в конце хода вверх, а на рис. 5.25, б — когда заедание плунжера происходит в конце хода вниз.

Следует отметить, что динамометрирование штанговых глубинно-насосных установок является эффективным сред­ством контроля состояния системы и позволяет своевременно принимать необходимые меры в случае нарушения работы отдельных элементов. Кроме того, динамограмма позволяет рассчитывать с определенной точностью некоторые техноло­гические характеристики, хотя для этого необходимо обычную методологию снятия динамограмм дополнить регистрацией на­грузок, действующих в верхнем и нижнем мертвых положениях полированного штока, для чего в этих положениях необходима остановка станка-качалки.

 

Рис. 5.25. Динамограммы при заедании плунжера в цилиндре:

а - в конце хода вверх; б - в конце хода вниз