4.2.8. Эксплуатация и обслуживание скважин, оборудованных ушгн

Контроль за работой скважины осуществляется динамометрированием, замерами дебита жидкости, устьевых давлений, динамического уровня. Периодичность контроля параметров следующая:

Таблица 11

Показатели	Периодичность проводимых работ
Динамометрирование	После запуска скважины; при установившемся режиме эксплуатации; перед и после проведения АДП, промы вок скважины с целью восстановления дебита; при изменении режимов работы; перед остановкой скважины
Замер дебита жидкос ти, динамического уровня в скважине	Ежедневно в течение 3 суток после запуска; далее - не менее 4 раз в месяц
Устьевые давления	Ежедневно в течение 3 суток после запуска; далее - не менее 1 раза в месяц
Обводненность	Не менее 1 раза в декаду
Определение КВУ	Перед оптимизацией (на скважинах, где динамический уровень близок к приему насоса или когда уровень откачивается до приема насоса, либо высокий динамический уровень)
Отбор проб на КВЧ	После запуска при откачке раствора глушения; после выхода на пластовую жидкость; 1 раз в месяц в течение первого квар та ла после проведения ремонта; далее - один раз в квартал

По показаниям динамограммы могут быть определены степень запол­нения цилиндра насоса, герметичность нагнетательного, всасывающего клапана и колонн насосно-компрессорных труб, степень износа пары «ци­линдр – плунжер» насоса, влияние газа на заполнение цилиндра, отворот или обрыв колонны насосных штанг, заклинивание плунжера в цилиндре и другие неполадки в работе подземного оборудования.

Профилактический осмотр наземного оборудования осуществляется 1 раз в три дня. При осмотре работающего станка-качалки оператор ЦДНГ должен проверять:

– наличие вибрации и необычных шумов — визуально и на слух. Опреде­лить, какие из частей станка-качалки предположительно являются их ис­точниками; в случае необходимости остановить качалку;

– уравновешенность по показаниям амперметра; проводится после выхода скважины на режим и после изменения режима работы скважины (уравновешенность удовлетворительная, если разность между показаниями амперметра при ходе вверх и вниз не превышает ±10% от полусуммы двух

максимальных значений силы тока за цикл). Если СКН работает в неуравно­вешенном режиме, то его останавливают и подают заявку в ПРЦЭО.

После остановки СК (головка – в нижнем положении, тормоз затянут) проверяют:

– нагрев электродвигателя, редуктора (на ощупь);

– состояние резьбовых соединений (простукиванием);

– один раз в 7 дней – уровень масла в редукторе (осмотром масломер-ного щупа);

– натяжение клиновых ремней – один раз в месяц (опробованием). В случае необходимости ремни заменить. Не допускается установка новых ремней вкупе со старыми. После замены ремней, при отсутствии центровки электродвигателя, подать заявку в ПРЦЭО;

– посадку кривошипов на тихоходном валу редуктора — визуально (кривошипы должны быть насажены до упора в проточки тихоходного вала); шпонки должны выступать за торцы вала не более чем на 20 мм;

– крепление контргрузов к кривошипам — визуально (не должно быть смещения при работе);

– соединение кривошипа с нижней головкой шатуна — визуально, со стороны редуктора (палец не должен проворачиваться относительно кривошипа);

– центровку — визуально; при нарушении центровки подать заявку в ПРЦЭО;

– канатную подвеску сальникового штока и устьевой сальник (при нижнем положении головки балансира расстояние между ниж­ней траверсой подвески и устьевым сальником должно быть не менее 200 мм – визуально);

– состояние каната — визуально (при обрыве проволок подать заявку в ПРЦЭО);

– утечки нефти через сальник; при наличии утечек подтянуть или за­менить сальник;

– состояние крепления каната и штока в подвеске — визуально.

Обо всех случаях явных поломок сообщить мастеру.

На каждой скважине канатная подвеска должна быть оборудована двумя траверсами — верхней и нижней.

ЗАПРЕЩАЕТСЯ эксплуатировать скважину при:

– утечках через резьбовые соединения и сальниковые уплотнения;

– отсутствии или неисправности ограждения СК;

– посторонних шумах в редукторе или электродвигателе;

– неисправности станции управления;

– затянутых нижних сальниках;

– понижении уровня масла в редукторе ниже допустимой отметки;

– неуравновешенном станке-качалке;

– неплавном движении полированного штока;

– неотцентрированном СК;

– отсутствии видимого заземления корпусов электродвигателя и стан­ции управления;

– повышении вибрации электродвигателя.

Техника и технология добычи нефти

85

Проблемы, возникающие при эксплуатации

В режиме эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосами возникают различные проблемы, связанные с наличием свободного газа и песка в откачиваемой жидкости, снижение притока из пласта, нарушение герметичности системы и т.д.

Ниже приведены различные примеры осложнений на примере показа­ний динамограмм и схем.

Свободный газ

Чаще всего возникают осложнения вследствие влияния газа на работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения цилиндра (рис. 7).

G

G

Рис. 7. Динамограммы для случая влияния свободного газа:

а – динамограммы при небольших давлениях у приема насоса, причем линия 1

при Р_пр1, 2 – при Р_пр2, 3 – при Р_пр3 (Р_пр1 > Р_пр2 > Р_пр3), линия 4 – срыв подачи насосом;

б – динамограмма при большом давлении у приема насоса

Несоответствие притока размеру насоса (превышение подачи установки над притоком)

Очень часто по фор ме динамограммы при влиянии свободного газа похожи на динамог раммы, 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 слу чае превышения подачи насоса над притоком продукции в скважину первая после остановки скважины динамограмма покажет полное за полнение цилиндра при такте всасывания (рис. 8, динамограмма 1). Последовательно фиксируемые динамограммы 2, 3 и 4 будут прини мать форму, характерную для влияния свободного газа.

Нарушение герметичности насоса, связанное с утечками в на­гнетательной части насоса (нарушение герметичности нагнета тельных клапа­нов или пары «цилиндр – плунжер»), характеризует ся достижением пологости линией восприятия нагрузки штангами при ходе вверх, большей крутизной линии разгрузки штанг и скруглением линии нагрузки в точках С и D (рис. 9 а). Утечки в прием ной части насоса (нарушение герметичности всасывающего кла пана или посадочного конуса вставного насоса — при нижней по садке)

Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

86

G

S

Рис. 8. Типичные динамограммы для случая, когда подача насоса превышает приток продукции в скважину:

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

G

Рис. 9. Динамограммы при нарушении герметичности насоса:

а — утечка в нагнетательной части насоса; б — утечка в приемной части

G

Рис. 10. Характерные 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

достижением пологости линией разгрузки штанг при ходе вниз, большей кру­тизной линии восприятия нагрузки штангами и скруглением линии нагрузки в точках А и В при ходе вверх (рис. 9 б).

Неправильная посадка плунжера насоса отражается на динамограм-мах по-разному. Удар плунжера о нижний (всасывающий) клапан или низкая посадка плунжера вследствие неправильной подгонки длины штанг при мон­таже проявляется на динамограмме петлей в ее нижнем левом углу (рис. 10 а). Срыв нижнего конуса захватным штоком при высокой посадке плунжера прояв­ляется на динамограмме в виде петли в правом верхнем углу и ха рактерными изменениями нагрузки при ходе вниз, определяемы ми колебаниями колонны штанг вследствие удара в момент по садки конуса (рис. 10 б).

Обрыв штанг (отворот плунжера) характеризуется на динамог рамме незначительной разницей в нагрузках при ходе вверх и вниз, т.е. динамо-грамма имеет форму узкой горизонтальной петли (рис. 11), которая рас­полагается на уровне нагрузки от веса штанг в продукции скважины, если произошел отворот плун жера или обрыв штанг у плунжера (рис. 11 а). Местоположение такой динамограммы связано с местом обрыва: петля располагает ся между нулевой нагрузкой и нагрузкой от веса штанг в продук­ции (рис. 11 б).

Заедание плунжера характеризуется на динамограмме значитель ным местным увеличением или снижением нагрузки в сравнении с нагрузками при нормальной работе установки. На рис. 12 а по казана динамограмма с заеданием плунжера в конце хода вверх, а на рис. 12 б — когда заедание плунжера происходит в конце хода вниз.

Проблемы с пескопроявлением

Вынос песка из пласта объясняется двумя причинами:

– порода-коллектор недостаточно уплотнена (отсутствие вяжущего ма­териала или удаление вяжущего материала кислотной обработкой);

– скорость течения откачиваемой среды слишком высока.

Влияние песка на работу насоса сказывается в том, что плунжеры, ци­линдры и клапаны быстро изнашиваются, плунжер заклинивает, вставные глубинные насосы (если такие применяются) «цементируются» в крепежном седле или в насосно-компрессорной трубе. В случаях, когда по техническим причинам или причинам рентабельности возможность упрочнения (уплот­нения) или отфильтрования песка в самом пласте исключается, можно попытаться предотвратить попадание песка в насос путем применения хвостовиков или песочных фильтров или же предохранить сам насос от по­следствий оседания песка.

Для защиты насоса могут быть предприняты следующие меры:

– встройка хвостовика или песочного якоря;

– проведение фильтрования в пласте;

– предохранительные меры на самом насосе;

– упрочнение песка в пласте (уплотнение).

Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

88

G

Рис. 11. Характерные 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 колон ны (динамограмма 2)

G

G

Рис. 12. Типичные динамограммы при заедании плунжера в цилиндре:

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

а

Рис. 13. Принципиальные схемы песочных якорей:

1 — корпус-накопитель якоря; 2 – отверстия; 3 – труба;

4 – узел соеди нения якоря с насосом; 5 – всасывающий клапан насоса;

а — якорь пря мого типа; б – якорь обращенного типа

Существенный положительный эффект при эксплуатации пескообра-зующих скважин может дать применение песочных якорей, закрепляемых под всасывающим клапаном глубинного насоса. По принципу действия песочные якоря относятся к классу гравитаци онных сепараторов, принци­пиальные схемы которых показаны на рис. 13.