2763.Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти и газа

в постоянно работающих скважинах (без полной остановки), в процессе которого предполагается изменение расхода жидкости путем смены частоты работы УЭЦН на одном или нескольких режимах;

3) получить дополнительную добычу нефти по ГТМ за счет увеличения качества ГДИС.

Высокоточная система телеметрии состоит из наземного и подземного блоков.

аб

Рис. 5.55. Телеметрическая система контроля:

а – погружной блок БП – 103М3; б – наземный блок АСПТ-ДМ

5.5.1. Осложнения при эксплуатации скважин с УЭЦН

Отложения парафина в подъемных трубах и методы борьбы с ними. Вдоль пути движения нефти уменьшаются давление и температура, выделяется газ, поток охлаждается, снижается растворяющая способность нефти, выделяются твердый парафин, мазеобразные асфальтены и смолы. Наиболее интенсивно парафин откладывается в подъемных трубах. Толщина его слоя на внутренней стенки труб увеличивается от нуля на глубине 900–300 м до максимума на глубине 200–500 м, а затем уменьшается за счет смыва отложений потоком. Отложения приводят к уменьшению дебита. При добыче высокопарафинистой нефти выпадение парафина неизбежно, поскольку температура всегда снижается.

151

Выкристаллизация парафина происходит на механических примесях нефти и на стенках оборудования. Притом парафин, выделившийся внутри объема, практически не принимает участия в формировании отложений. Такие кристаллы откладываются в основном на дне поверхностных резервуаров. Поэтому наиболее целесообразно добиться того, чтобы весь парафин выделялся не на стенках оборудования, а внутри объема.

Основные методы борьбы с АСПО приведены ниже.

1.Процесс отложения парафина имеет адсорбционный характер (поглощение поверхностью твердого тела). Поэтому защитные покрытия труб гидрофильными (смачивающимися водой) материалами оказались весьма эффективными для борьбы с отложениями парафина. Для создания защитных покрытий применяют лакокрасочные материалы (бакелитовый, эпоксидный, бакелитовоэпоксидныйлаки), атакжестекло, стеклоэмали.

2.Добавки в поток химических реагентов способствуют гидрофилизации стенок труб, увеличению числа центров кристаллизации парафина в потоке, повышению дисперсности частиц парафина в нефти. Такими реагентами могут быть водо-

инефтерастворимые поверхностно-активные вещества.

3.Исследованиями установлено, что использование переменного магнитного поля увеличивает число центров кристаллизации в потоке и предотвращает отложение парафина.

4.Отложения парафина удаляют тепловыми и механическими способами. При тепловом способе проводят периодическую закачку в затрубное пространство скважины горячей нефти (газоконденсата), перегретого пара или паровоздушной смеси. При этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ. Для получения водяного пара используют паропередвижные автомобильные установки типа ППУА, а для нагрева нефти – агрегат депарафинизации передвижной типа

1АДП-4-150.

Меры борьбы с отложениями солей. Отложения солей мо-

гут происходить на всем пути движения воды – в пласте, скважине, трубопроводах и оборудовании установок подготовки нефти.

152

Причинами отложения солей считают химическую несовместимость вод (например, щелочных с жесткими), поступающих в скважины из различных горизонтов (пластов) или пропластков; перенасыщенность водно-солевых систем при изменении термодинамических условий. В основном солеотложения наблюдаются при внутриконтурном заводнении пресными водами, что связывают с обогащением закачиваемых вод сульфатами при контакте с остаточными водами и растворении минералов.

Отложения солей приводят к уменьшению добычи нефти, сокращению межремонтных периодов работы скважин; в некоторых случаяхонистольвелики, что вообщезатрудняютэксплуатацию.

Все методы борьбы с отложениями солей можно подразделить на две группы.

1.Методы предотвращения выпадения солей. В комплекс работ по подготовке заводнения входит проверка закачиваемых вод на химическую совместимость с другими водами, с которыми они смешиваются в поверхностных или пластовых условиях.

Наиболее приемлемый метод предотвращения выпадения солей в трубах – применение химических реагентов (ингибиторов солеотложений). Их периодически задавливают в пласт или закачивают в затрубное пространство добывающих скважин. Ингибиторы с так называемым «пороговым эффектом» покрывают микрокристалические ядра образующегося осадка, замедляют их рост и удерживают в растворе во взвешенном состоянии. Наиболее эффективными оказались полифосфаты, органические фосфаты, соли сульфокислот, акрилсульфонаты, гексаметафосфат и триполифосфат натрия, аммофос и другие.

Менее эффективно применение воздействия на растворы магнитными полями иультразвуком, атакжеиспользованиезащитных покрытий (стекло, высокомолекулярные соединения). Для борьбы

сотложением солей в нефтеводосборных трубопроводах рекомендуетсяустановкауустьяспециальныхгипсосборников.

2.Методы удаления солевых отложений. Отложения солей удаляют с помощью химических реагентов и в крайнем случае разбуривают долотом.

153

При химическом методе удаления осадки гипса преобразовывают в водорастворимую соль сульфата натрия и в осадки карбоната кальция, которые затем растворяют солянокислотным раствором и промывают водой. В качестве преобразовывающих реагентов эффективными оказались карбонат и бикарбонат натрия, а также гидроксиды щелочных металлов. Реагент вводят в интервал отложений, периодически его прокачивают или даже создают непрерывную циркуляцию. Затем закачивают солянокислотный раствор и промывают водой.

Методы борьбы с вредным влиянием газа на работу ЭЦН. Увеличивают глубину погружения насоса под динамический уровень, в результате чего возрастает давление на приеме и уменьшается объемный расход свободного газа за счет сжатия, то есть увеличивается растворимость газа в нефти. На глубине, где давление на приеме насоса равно давлению насыщения нефти, весь газ растворен в нефти и его вредное влияние прекращается. Развивается прогресс в направлении использования ЭЦН, предназначенных для работы при повышенном входном газосодержании. Для снижения вредного влияния свободного газа у приема ЭЦН первые 10–15 рабочих ступеней насоса устанавливают на повышенную подачу газожидкостной смеси.

5.5.2. Обслуживание скважин с УЭЦН

Оператору по добыче нефти и газа разрешается выполнять пуск и остановку УЭЦН, а также перевод на автоматический или программный режим работы.

Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках.

Погрузка и выгрузка барабана с кабелем, электродвигателя, насоса и гидрозащиты должны быть механизированы. Запрещается транспортировать кабель без барабана.

Скорость спуска погружного агрегата в скважину не должна превышать 0,25 м/с. Кабель должен крепиться поясами, устанавливаемыми над и под муфтой каждой трубы.

154

После спуска погружного агрегата в скважину на заданную глубину следует: снять с барабана кабель и провести от устья скважины до станцииуправления по специальнымопорам высотой не более 0,5 метров от земли и расстоянием между ним не более 3 м. Прокладывать кабель необходимо с противоположной стороны от мостков и в обход места, предназначенного для установки подъемника; излишки кабеля уложить у станции управления (или трансформатора) на специальной огражденной площадке высотой не менее 0,5 м от земли в бухту; на трассе кабеля, а также на специально огражденной площадке установить или вывесить предупредительныезнаки«Осторожно! Электрическоенапряжение».

Во избежание прохода газа по кабелю в помещении станции управления кабель, идущий от скважины, должен иметь открытое соединение в специальной соединительной коробке на расстоянии не менее 0,8 м от поверхности земли. Металлические коробки необходимо заземлять.

Оператор обязан вести контроль за состоянием укладки кабеля от устья скважин до станции управления. Кабель в месте входа вустье должен быть надежно герметизирован. Герметизация места ввода кабеля любого типа должна быть выполнена уплотнительными элементами из нефтестойкой резины. На скважинах, расположенных в труднодоступных местах, место ввода кабеля в устьевой арматуре должно быть оборудовано двойным сальником (для продления срока службы уплотнительных элементов). При разгерметизации устьевого сальника его уплотнение должно быть замененотолькопослеглушенияскважины.

По окончании ремонтных или профилактических работ двери камер трансформаторной подстанции, станции управления и автотрансформатора, а также решетчатые ограждения должны быть закрыты на замок. Запрещается открывать двери (кроме панели управления) станции управления УЭЦН.

В случае возникновения аварийных ситуаций необходимо действовать согласно «Плану ликвидации возможных аварий». Опроизведенных работах, выявленных и неустраненных неполадках сообщаетсямастеруиделаетсязаписьввахтовомжурнале.

155

5.6.Оборудование скважин

сустановками штангового насоса (УШВН)

иэлектровинтового насоса (УЭВН)

Установка винтового насоса при добыче нефти применяется в двух вариантах (рис. 5.56):

I вариант – установка штангового винтового насоса (УШВН) состоит из трех основных узлов:

1)скважинный насос, в конструкцию которого входят ротор и обойма;

2)шток, передающий вращающий момент на ротор насоса;

3)наземный привод винтового насоса (головка привода, редуктор, движитель).

Рис. 5.56. Штанговая винтовая насосная установка

156

Обойма винтового насоса спускается в скважину на на- сосно-компрессорных трубах, так же как цилиндр у трубного насоса. Винт крепится к штангам, которые вращаются электродвигателем через редуктор. Электродвигатель и редуктор монтируются на устье скважины и связаны между собой ременной передачей;

II вариант – установка электровинтового насоса (УЭВН) аналогична установке электроцентробежного насоса. К насоснокомпрессорным трубам крепится не центробежный насос, а винтовой, затем – протектор и электродвигатель. Электродвигатели для ЭВН применяют с малым числом оборотов, не более 1500 оборотов в минуту. Кабель, наземное оборудование используются те же самые, что для ЭЦН.

По принципу действия винтовые насосы относятся к объемным, а по способу сообщения энергии жидкости – к ротационным. Винтовой насос не создает эмульсию, хорошо качает высоковязкую жидкость.

Принцип работы винтового насоса: конструкция насоса содержит обойму и ротор и в целом аналогична конструкции гидравлического забойного двигателя. Образно говоря, винтовой насос можно уподобить конвейеру сборочной линии: чем выше скорость, тем больше производительность. В полости насоса находится металлический ротор и резиновая обойма. При вращении ротора камеры, образуемые поверхностями шнека

иобоймы, смещаются по спирали в направлении от всасывающего патрубка к нагнетающему, что обеспечивает движение флюида в требуемом направлении. Ротор выполнен в форме винтового шнека, а обойма имеет однозаходную или двухзаходную спиральную нарезку. Шаг спирали обоймы вдвое превышает шаг винта ротора. Уплотнение между поверхностью обоймы

иротора обеспечивает перекачку флюида вместе с содержащимися в нем газами или твердыми примесями. Перекачиваемый флюид играет роль смазки для контактирующих поверхностей обоймы и ротора.

157

Подача винтового насоса за сутки вычисляется по формуле

Q = 1440·4е·D·T·n·k,

где е – эксцентриситет винта; D – диаметр сечения винта; Т – шаг обоймы; n – частота вращения вала насоса; k – объемный КПД насоса.

УШВН применяются при работе в наклонно направленных скважинах, при значительных изменениях дебитов скважин (от 5 до 1000 м3/сут), при откачке пластового флюида с большим содержанием свободного газа и механических примесей. Винтовые насосные установки наиболее подходят для перекачки следующих жидкостей и сред: среды с взвешенными твердыми примесями; высоковязкие среды; абразивные суспензии; смеси, содержащие жидкую фазу, твердые примеси и газ; неэмульгированные водонефтяные смеси. При этом винтовые штанговые установки имеют высокий КПД, т.е. являются энергосберегающим оборудованием.

Работа УШВН осложняется в условиях высоких пластовых температур, при наличии в откачиваемой жидкости ароматических углеводородов и сероводорода.

Преимущества УВШН перед УШГН: работа насосов в жидкостях с высокой вязкостью и содержанием механических примесей; небольшой расход электроэнергии и эксплуатационных затрат; простота при монтаже, эксплуатации и обслуживании; малая металлоемкость; высокий межремонтный период работы скважин.

Профилактический осмотр наземного оборудования осуществляется не реже одного раза в три дня оператором по добыче нефти.

При осмотре наземного привода оператор должен:

–проверить наличие вибрации;

–определить наличие необычных шумов и их источник;

–устранить утечки через сальниковое уплотнение и арма-

туру;

–проверить наличие масла в редукторе.

158

Замена масла в редукторе осуществляется через каждые шесть месяцев работы.

Замена уплотнений в сальниковой коробке осуществляется через каждые шесть месяцев работы персоналом ЦДНГ. Смазка осуществляется ежедневно в течение недели после запуска, затем один раз в месяц.

Токовая нагрузка замеряется не реже одного раза в месяц. Насосы, отработавшие менее 60 сут, подлежат комиссион-

ному разбору.

5.7. Оборудование скважин с установкой электродиафрагменного насоса (УЭДН)

Диафрагменные насосы (рис. 5.57) являются насосами объемного типа. Основным рабочим элементом насоса является диафрагма, которая отделяет откачиваемую жидкость от контакта с другими элементами насоса. Предназначены для работы

159

Скважинный диафрагменный насос приводится в действие погружным электродвигателем, аналогичным используемому в установках с винтовыми насосами. Установка состоит из наземного и погружного оборудования. Наземное оборудование аналогично установке для эксплуатации скважин винтовыми насосами. Погружной агрегат спускается в скважину на колонне НКТ, а питание электродвигателя осуществляется по кабелю, закрепляемому на колонне НКТ.

Диафрагменные насосные установки предназначены для эксплуатации скважин с агрессивной продукцией, а также содержащей механические примеси. Это связано с тем, что откачиваемая продукция не контактирует с подвижными деталями погружного агрегата, будучи отделенной от них диафрагмой. С ротором электродвигателя жестко связана ведущая шестерня конического редуктора. На ведомой шестеренке смонтирован эксцентрик, создающий поступательное движение плунжеру насоса. Возвратное движение плунжера осуществляется с помощью цилиндрической пружины. Все камеры электродвигателя и насоса, вплоть до диафрагмы, заполнены жидким маслом. Для компенсации изменения объема масла при нагреве в нижней части двигателя имеется резиновый мешок-сильфон. Количество масла, закачиваемого рабочим поршнем под диафрагму, должно обеспечивать необходимую величину перемещения диафрагмы, зависящую от условий эксплуатации. Специальное клапанное устройство, связанное с движением диафрагмы насоса, автоматически регулирует объем закачиваемого масла. При лишнем количестве масла толкатель диафрагмы открывает клапан сброса масла, при недостаточном – клапан поступления масла. Шариковые всасывающий и нагнетательный клапаны диафрагменного насоса смонтированы в его головке. В этой же головке закреплены всасывающий и нагнетательный патрубки с пескоотделителем. Добываемая жидкость поступает к всасывающему патрубку через фильтр. Электродвигатель оснащен кабельным вводом для подсоединения специального кабеля. Система разборных уплотнений герметизирует основные узлы агрегата, упрощая его ремонт.

160