Разрядка скважины через АГЗУ

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