4 Контроль за режимом работы скважин и оборудования Исследование насосных скважин и динамометрирование скважинных насосных установок

Контроль за работой скважины, оборудованной ШСНУ, осуществляют путем ее исследования и динамометрирования.

Исследование скважин. Насосные скважины, оборудованные ШСНУ, исследуют в основном при установившихся режимах с целью получения индикаторной линии Q(Ар) и установления зависимости дебита Q от режимных параметров работы уста­новки. По данным исследования аналогично, как и при других способах эксплуатации, определяют параметры пласта и уста­навливают режим работы скважины.

Дебит скважины Q равен подаче установки, которая опи­сывается уравнением (11.7). Из уравнения следует, что для целей исследования дебит можно менять либо изменением длины хода штока s (изменением места сочленения шатуна с кривошипом перестановкой пальца шатуна на кривошипе), ли­бо изменением числа качаний п (смена диаметра шкива на ва­лу электродвигателя).

По сравнению с другими способами эксплуатации скважин особенность исследования в данном случае связана с опреде­лением забойного давления рз. Для прямого измерения забой­ного давления рз в затрубное пространство (поскольку в НКТ находятся штанги) на стальной проволоке через патрубок устьевого оборудования при эксцентричной подвеске НКТ спу­скают малогабаритный скважинный манометр диаметром 22— 25 мм. В глубоких и искривленных скважинах возможны при­хваты и обрывы проволоки.

Известно применение лифтовых скважинных манометров. Их подвешивали к приемному патрубку ШСН и спускали в скважину вместе с НКТ. Часовой механизм с многосуточным заводом обеспечивал возможность местной регистрации давле­ния в процессе исследования. Однако необходимость проведе­

ния спуско-подъемных операций с НКТ ограничила применение-лифтовых манометров.

Прямые измерения рз обеспечивают получение надежных оезультатов исследования, поэтому представляет интерес при­менение датчиков давления, постоянно находящихся в скважи­не. Выпускается система контроля давления на приеме глубин­ных насосов СКД-1М, которая обеспечивает измерение давле­ния до 20 МПа при температуре среды до 100 °С.

Косвенным путем определить забойное давление рз можно-по формуле гидростатического давления

Рз==/!држ^, (11.62)-

где Ад—динамический уровень жидкости; рж—средняя плот­ность жидкости в скважине (в затрубном пространстве и ни­же приема насоса).

Определение глубины 1г\ от устья скважины до динамиче­ского уровня жидкости, устанавливающегося при каждом ре­жиме откачки, осуществляют с помощью эхолота. Тогда

hp,=H—h\. (11.63)

Сущность эхометрии заключается в следующем. В затруб­ное пространство с помощью датчика импульса звуковой вол­ны (пороховой хлопушки) посылается звуковой импульс. Зву­ковая волна, пройдя по стволу скважины, отражается от уров­ня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается кварцевым чувствительным микрофоном. Микрофон соединен-через усилитель с регистрирующим устройством, которое за­писывает все сигналы (исходный и отраженный) на бумажной? ленте в виде диаграммы (рис. 11.9). Лента перемещается с по­

мощью лентопротяжного механизма с постоянной скоростью Ул.. Измеряя длину записи /ур на эхограмме, определяют время про­хождения звукового сигнала от устья до уровня и обратно

• /yp=W"n. (11.64)

Тогда вычисляют расстояние от устья до динамического» уровня

li\=v^/2, (11.65)

где Озв — скорость звука в газовой среде затрубного прост­ранства.

Скорость Узв зависит от давления, температуры и плотности таза. Для ее определения на колонне НК.Т вблизи уровня на заданной глубине Lpen предварительно при очередном ремонте устанавливают репер-отражатель. В качестве репера/служит утолщенная муфта или отрезок трубы, который на /50—65% перекрывает затрубное пространство. На эхограмме получают сигнал, отраженный от репера. Тогда определяют аналогично время прохождения волны до репера и обратно

/реп=^реп/Ул (11.66)

я скорость звука

U3B=2Lpen^pen, (11.67)

•где Ipen—длина записи на эхограмме. Можно также записать

h^L^-^. (11.68)

"pea

На промыслах зачастую строят зависимость Узв от давления и используют ее для других скважин этого же месторождения. Применение электронных усилителей с фильтром для глушения помех и выделения измеряемого сигнала позволяет зафиксиро­вать на ленте сигналы, отраженные от каждой муфты колонны НКТ. Умножая число пиков сигнала на длину трубы, опреде­ляют h\.

Известно применение также волномеров, которые представ­ляют собой те же эхолоты, только вместо звукового импульса в затрубное пространство посылается импульс давления газа. Импульс давления газа создается либо кратковременным впу­ском газа из баллона высокого давления, либо выпуском газа из затрубного пространства с помощью специального быстро­действующего отсекателя.

Наличие вспененной жидкости в затрубном пространстве за­трудняет получение четкого отраженного сигнала. Во избежа­ние вспенивания не допускается разрядка газа в затрубном про­странстве, а гашения пены добиваются перепуском жидкости с устья.

Динамометрирование установок. Диаграмму нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода называют динамо-граммой, а ее снятие—динамометрированием ШСНУ. Оно осу­ществляется с помощью динамографа. В зависимости от прин-ф ципа работы различают механические, гидравлические, элек-рические, электромагнитные, тензометрические и другие дина­мографы. В наиболее распространенном гидравлическом дина­мографе типа ГДМ-3 (рис. 11.10) действующая на шток на­грузка передается через рычажную систему на мембрану ка­меры 9, заполненной жидкостью (спиртом или водой), где со- здается повышенное давление. Давление жидкости в камере, пропорциональное нагрузке на шток, передается по капилляр­ной трубке 8 на геликсную пружину 7. При увеличении давле­ния геликсная пружина разворачивается, а перо 6, прикреплен­ное к ее свободному концу, чертит линию на бумажном диа­граммном бланке 5. Бланк закреплен на подвижном столике, который с помощью приводного механизма перемещается про­порционально ходу устьевого штока. В результате получается развертка нагрузки р в зависимости от длины хода s.

Для снятия динамограммы измерительную часть динамогра­фа (месдозу и рычаг) вставляют между траверсами канатной подвески штанг, а нить 1 приводного механизма самописца прикрепляют к неподвижной точке (устьевому сальнику). Мас­штаб хода изменяют сменой диаметра шкива 2 самописца (1 : 15, 1 :30, 1 :45), а усилия—перестановкой опоры месдозы и рычага (40, 80 и 100 кН).

Изучение динамограммы позволяет определить максималь­ную и минимальную нагрузки, длины хода штока и плунжера, уяснить динамические процессы в колонне штанг, выявить ряд дефектов и неполадок в работе ШСНУ и насоса.

На рис. 11.11, а показана простейшая динамограмма нор­мальной работы насоса, которая имеет форму правильного па­раллелограмма. Силы трения направлены против движения, поэтому при ходе вверх они увеличивают нагрузку, а при ходе вниз — уменьшают. Инерционные нагрузки вызывают «инерци­онный поворот» динамограммы относительно нормального ее положения (рис. 11.11,6). Волнистый характер линий обуслов­лен колебательными процессами в штангах (рис. 11.11, в). При значительных динамических нагрузках надежная расшифровка динамограмм из-за сложного их вида затруднительна. В таких условиях представляет интерес получение скважинных дина­мограмм, соответствующих нижнему концу штанговой колонны. Практические динамограммы по виду всегда отличаются от тео­ретической, сопоставление с которой позволяет выявить де­фекты и неполадки в работе установки и насоса (рис. 11.12).

Обслуживание скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками

Станок-качалку устанавливают на фундамент либо моно­литный (бутобетонный или железобетонный), либо сборный (железобетонный или металлический). По окончании монтажа всего оборудования проводят обкатку станка-качалки на хо­лостом ходу в течение трех часов. Затем присоединяют штанги и пускают станок-качалку в работу под нагрузкой.

По истечении первых нескольких дней работы следует ос­мотреть все резьбовые соединения и подтянуть их. В первые дни эксплуатации требуется систематически контролировать состояние сборки, крепления подшипников, затяжки кривошип­ных и верхних пальцев на шатуне, уравновешивание, натяже­ние ремней, отсутствие течи масла в редукторе, соответствие мощности и скорости вращения вала электродвигателя установ­ленному режиму и т. п.

При обходе и осмотре насосных скважин необходимо прове­рять состояние клиноременной передачи; состояние валовых подшипников СК; крепление головки шатуна и пальца криво­шипа; поступление смазки к трущимся поверхностям; работу сальника (ежесуточно надо подтягивать сальник до едва за­метного нагрева штока); нефтяные и газовые линии (устранить пропуски); состояние территории вокруг станка-качалки и скважины (очистить от грязи и нефти); периодически (один раз в 2—3 месяца) общее состояние установки (крепление СК, узлов и т. п.).

Обнаруженные дефекты следует немедленно устранить.

В процессе эксплуатации необходимо регулярно проверять и смазывать узлы станка-качалки в соответствии с инструкци­ей их эксплуатации.

Обслуживание скважин, оборудованных установками центробежных электронасосов

Перед монтажом установки центробежного электронасоса скважину необходимо тщательно подготовить. Для этого ее промывают, то есть очищают от грязи и песчаной пробки, и шаблонируют (проверяют проходимость ствола) колонну от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 100—150 м. Длина шаблона составляет 10 м, а диаметр на 3 мм превышает максимальный диаметр погружного агрегата.

Погружной агрегат спускают на НКТ с использованием выш­ки или мачты (см. гл. 16). Для этого применяют также специ­альный пьедестал и хомут-элеватор. Погружное оборудование монтируют непосредственно на устье скважины. Во время спуско-подъемных операций на скважине используется кабель­ный ролик, через который кабель направляется к устью. Его подвешивают на поясе вышки или мачты на высоте 4—5 м. Для самопогрузки и транспортировки кабельных барабанов, насосов и двигателей, станций управления и трансформаторов исполь­зуются автомобильные агрегаты типа АТЭ-6. Перемотку кабеля, погрузку, выгрузку и транспортировку кабельных барабанов осуществляют с помощью установки типа УПК-200 (санный и колесный варианты).

При свинчивании НКТ необходимо следить, чтобы подвешен­ная колонна не проворачивалась. В противном случае кабель, закрученный вокруг труб, увеличивает общий диаметральный размер погружной части установки и при спуске может получить механическое повреждение. В процессе спуска через каждые 300 м необходимо измерять сопротивление изоляции двигателя с кабелем. При резком снижении сопротивления изоляции спуск агрегата необходимо прекратить. Минимальное допустимое со­противление изоляции всей установки после спуска агрегата в скважину составляет 10 Ом.

Для измерения электрических параметров УЭЦН и их тех­нического обслуживания имеются автомобильные полевые ла­боратории бесштанговых насосов типа ПЛБН-64, а для ремонта средств телемеханики и автоматики нефтепромыслов—автомо­бильный агрегат типа АРСТА-1.

Монтаж заканчивают установкой оборудования устья сква­жины и всего поверхностного оборудования.

В процессе эксплуатации погружные электронасосы не тре­буют постоянного ухода за ними. Наблюдение заключается в следующем:

не реже одного раза в неделю измеряют подачу насоса;

еженедельно измеряют напряжение и силу тока электродви­гателя;

периодически очищают аппаратуру станции управления от пыли и грязи, подтягивают ослабевшие и защищают подгорев­шие контакты, проверяют затяжку болтов на клеммах трансфор­матора (обесточенных);

устраняют негерметичности трубопроводов.

5 Мероприятия осуществляемые в ЦДНГ по увеличению МРП скважин

В настоящее время научно-технический прогресс развивается в направлении использования ЭЦН, предназначенных для рабо­ты при повышенном входном газосодержании. Для этого в ЭЦН первые 10—15 рабочих ступеней (рабочих колес и направляю­щих аппаратов) устанавливают на повышенную подачу газо­жидкостной смеси. В промысловых условиях это легко осуще-сэвить, использовав рабочие ступени от насоса тех же габаритов,. но с большей подачей, испытываются насосы с газовыми цент­робежными сепараторами на приеме. При этом отделившийся газ поступает в затрубное пространство и перепускается на устье в выкидную линию.

Для эксплуатации скважин при наличии агрессивной среды используют установки в коррозионностойком исполнении. В це­лом УЭЦН в зависимости от количества агрессивных компонен­тов, содержащихся в откачиваемой жидкости, выпускают обыч­ного исполнения (механических примесей до 0,1 г/л), износо­стойкого (механических примесей до 0,5 г/л) и коррозионностойкого (HzS до 1,25 г/л и рН=6,0—8,5). Содержа­ние воды в продукции должно быть не более 99%. Разработаны установки ЭЦН, оснащенные системой ТМС-3.

Установки выпускаются в исполнении для умеренного клима­та. Допускается их применение в районах с холодным клима­том. Для районов с холодным климатом установки комплекту­ются соответствующими трансформаторами.

6 Причины и методы обнаружения неполадок в работе скважины и методы их устранения

Осложнения в эксплуатации насосных скважин обусловле­ны большим газосодержанием на приеме насоса, повышенным содержанием песка в продукции (пескопроявлением), наличи­ем высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, существен­ным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой и др.

Борьба с отложениями парафина

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 голову балансира СК, нарушается его уравновешенность, уменьшается коэффициент подачи. Отдельные комки парафи­на, попадая под клапаны насоса извне, могут нарушить их герметичность. При подъеме штанг во время ремонта плунжер или вставной насос срезает парафин со стенок НКТ и образу­ет над собой сплошную парафиновую пробку, которая вытал­кивает нефть из труб и загрязняет территорию возле скважины. Иногда становится невозможным подъем колонны штанг из-за уплотнения парафина.

Для борьбы с отложениями парафина применяют такие же методы, как и при фонтанной и газлифтной эксплуатации.

Если интенсивность отложения парафина невелика, то при» каждом подземном ремонте поднимают трубы на поверхность и удаляют из них парафин пропариванием с помощью паропередвижной установки.

Пропарку труб осуществляют и в работающей скважине. Для этого с помощью паропередвижной установки в затрубное пространство подают пар, который через насос поступает в насосно-компрессорные трубы. Трубы нагреваются, парафин рас­плавляется и смывается потоком. Смесь нефти, воды и пара­фина по выкидной линии поступает на сборный пункт. Вместо пара подают и нагретую нефть.

Широко применяется метод депарафинизации с помощью» пластинчатых скребков. Скребки крепят хомутами к штангам на расстоянии друг от друга не более длины хода плунжера. Ширина скребка на 5—8 мм меньше диаметра НКТ. Насосные установки оборудуют штанговращателями. Колонна насосных штанг с укрепленными на них скребками поворачивается при каждом ходе вниз, при этом боковые грани скребков срезают парафин со стенок труб.

Неполадки в работе скважины могут быть вызваны отложе­ниями песка, парафина и солей, вредным влиянием газа. Мето­ды борьбы такие же, как и при других рассмотренных способах эксплуатации.

Борьба с вредным влиянием газа на работу ЭЦН осуществ­ляется так. Увеличивают глубину погружения насоса под дина­мический уровень, в результате чего возрастает давление на приеме и, как следствие, уменьшается объемный расход свобод­ного газа за счет сжатия, т. е. 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. Однако для этого дополнитель­но задалживаются НКТ, кабель, требуется насос, развивающий большой напор.

При нарушении 'работы скважины (резком снижении или прекращении подачи насосом), а также при снижении сопротив­ления изоляции до 0,05 МОм погружной агрегат извлекают из скважины. Для этого выключают установку и рубильник-пре­дохранитель, отсоединяют кабель от станции управления и при­ступают к ремонту скважины. При необходимости заглушить скважину применяют только обратную промывку. Для освобож­дения НК.Т от жидкости перед подъемом в колонну НКТ сбра­сывают ломик диаметром 53 мм. Ломик ударяет по удлиненному концу штуцера сливного клапана, отламывает его в месте над­реза и открывает отверстие для слива жидкости из НК.Т. Тогда подъем труб проводится без разлива жидкости. Сломан­ный штуцер впоследствии реставрируют или заменяют новым.