Вывод на режим скважин, оборудованных ЭЦН

Глубинные штанговые насосы и их классификация.

БИЛЕТ №9

1. Условия образования нефтяных и газовых залежей. Определение «залежь» и «месторождение».

Естественные скопления нефти или газа в пористых горных породах (коллекторах) называется Нефтяными или Газовыми залежами. Нефть или Газ пропитывают, насыщают пористую породу коллектора. Такие коллектора перекрытые сверху и снизу непроницаемыми породами называются Нефтяными или Газовыми ПЛАСТАМИ, толщина мощность «Нефтяных и Газовых» пластов может колебаться от нескольких СМ. до несколько десятков метров.

Ширина и длина их от несколько десятков метров до несколько 10 КМ. Нефть, Газ и Вода располагаются слоями. Будучи наиболее лёгкий Газ располагается в кровельной части пласта. Ниже поровое пространство заполняется НФТЬЮ ещё ниже ВОДОЙ.

Залежь НЕФТИ и ГАЗА иногда может охватывать несколько пластов, таким образом, существуют ТРИ основные группы залежей НЕФТИ и ГАЗА

1) ПЛАСТОВАЯ ЗАЛЕЖ; 2) МАССИВНАЯ ЗАЛЕЖ; 3) ОГРАНИЧЕННАЯ ЗАЛЕЖ

Под месторождением НЕФТИ и ГАЗА понимается совокупность залежей одной и той же группы. Находящихся в недрах земной коры единой площади. Месторождение НЕФТИ и ГАЗА может состоять из одной залежи, но есть и большое количество месторождений состоящее из нескольких залежей. По количеству запасов НЕФТИ месторождение делится – на мелкие (5 мл. Т.) Средние (100 млн. Т.); гиганты». (500 млн. Т.)

Штанговая насосная установка- комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью штангового насоса, приводимого в действие СТАНКОМ-КАЧАЛКОЙ. Штанговый насос (рис.5) опускается в скважину ниже уровня жидкости и состоит из а) цилиндра, б)плунжера, соединенного со штангой, в)клапанов всасывающих и нагнетательных •Цилиндрневставного штангового насоса опускается на колонненасосно-компрессорных труб, а плунжер - на колонне штанг внутри насосно-компрессорных труб; ■ Цилиндр вставного штангового насоса опускается вместе с

плунжером на штангах и закрепляется на замковой опоре, установленной на конце насосно-компрессорных труб и л и на пакере;

Штанговый насос большого диаметра опускается целиком на колонне насосно-компрессорных - труб и соединяется с колонной штанг через сцепное устройство. Существует также:

• штанговые насосы с подвижным цилиндром плунжером,

• с двумя ступенями откачки сжатия (для сильно нефтей), с двумя газированных плунжерами (для одновременной цилиндрами

откачки из двух горизонтов),

• с камерой разрежения (для высоковязких нефтей) идр.

Штанги (металлические стержни с резьбовыми головками) соединяются в колонну с помощью муфт. Длина штанги 8-10 м, диаметр 12,7 -28,6 мм. Используются также полые неметаллические (стеклопластик) штанги или непрерывные колонны штанг, наматываемые при подъеме на барабан. Длина колонны до 2500м. При длине свыше 1000м колонна штанг делается ступенчатой, с увеличивающимся кверху диаметром для уменьшения массы и достижения равнопрочноcти.

Штанговые насосы подразделяются на не вставные и вставные.

Не вставные насосы отличаются от вставного тем, что основные их узлы в скважину спускают

раздельно, цилиндр на НКТ, а плунжер и всасывающий клапан на штангах. Поднимают не вставной насос так же раздельно, сначала на штангах поднимают плунжер с всасывающим клапаном, затем на НКТ цилиндр.

Недостатком не вставных насосов является то, что для устранения неисправностей приходится

поднимать сначала штанги с плунжером и всасывающим клапаном, затем цилиндр на НКТ.

Поэтому предложены вставные насосы, которые спускаются в скважину сразу в собранном виде на штангах.

Основная задача вывода на режим состоит в недопущении перегрева ПЭД, кабельной линии и

обеспечении отключения УЭЦН при снижении динамического уровня до приёма ЭЦН менее

300м. При обводненности пластовой жидкости более 75% допускается снижение динамического

уровня до приема насоса менее 300 метров, при условии стабильных показаний токовых нагрузок

и достаточного притока и пласта для охлаждения данного ПЭД;

Произвести запуск установки. В процессе пускового режима необходимо следить за показаниями

амперметра и вольтметра до наступления установившегося режима работы ПЭД

(1 х.х.<1раб.<1 ном.);

Проверить наличие подачи на устье скважины по показаниям манометра, а также прохождение

скважинной жидкости до АГЗУ. В случае если подача не появилась, динамический уровень

снижается на меньшую чем указано в таблице величину, а признаки работы пласта отсутствуют, то

дальнейшие работы по этой скважине производить только под руководством технолога ЦДНГ;

После остановки УЭЦН для охлаждения ПЭД допускается запуск с любого статического уровня;

В процессе вывода на режим необходимо осуществлять постоянный контроль следующих

параметров:

Ø изменение уровня жидкости в скважине;

Ø дебит;

Ø буферное, линейное и затрубное давление;

Ø рабочий ток;

Ø первичное напряжение (напряжение с КТППН);

Ø сопротивление изоляции системы «кабель-ПЭД».

После откачки и визуального определения отсутствия в продукции скважины жидкости глушения» необходимо произвести отбор пробы на КВЧ. Содержание механических примесей в перекачиваемой жидкости не должно превышать:

Ø Для УЭЦН в износостойком исполнении - 500 мг/л; > Для УЭЦН в обычном исполнении -100 мг/л.

Недопустима непрерывная работа УЭЦН при первом цикле откачки: для УЭЦН с ПЭД до 32 кВт

включительно не более 2 часов, для УЭЦН с ПЭД мощностью более 32 кВт, но менее 45 кВт

включительно -1 час, для УЭЦН с ПЭД свыше 45 кВт - не более 30 минут. Необходимо

производить» остановку УЭЦН на охлаждение, при отсутствии достаточного притока из пласта

для данного типоразмера ПЭД в скважине, на время не менее чем на 1 час 30 минут. При

появлении притока, необходимого для охлаждения ПЭД, контроль над параметрами работы

УЭЦН производить каждые 30 минут;

Запрещается ограничивать (штуцер, задвижка) подачу насоса при первых циклах отбора

жидкости: глушения, т.к. при этом насос длительное время отбирает жидкость из затрубья, что приводит к перегреву ПЭД вследствие недостаточного охлаждения;

Скважина считается вышедшей на режим работы в том случае, если её дебит соответствует

рабочей характеристике насоса, динамический уровень после трёх замеров установился на

постоянной отметке или поднимается, объем жидкости отобранный из скважины равен двум

объемам ее обсадной колонны -но не менее 2 объемов использованной при ремонте жидкости

глушения, а также произведён контрольный замер динамического уровня через 1-1,5 часа работы

скважины, который не показал падения уровня.

Дата добавления: 2015-08-31