Рабочая тетрадь ЭНГС 1 (1). Осложнения, возникающие при работе уэцн
 Скачать 40.82 Kb.
|
|
Рабочая тетрадь № 1 Тема: ОСЛОЖНЕНИЯ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ РАБОТЕ УЭЦН Виды осложнений, возникающие при эксплуатации УЭЦН: Засорение и износ механическими примесями. При использовании в качестве агента систем ППД слабоминерализованных или пресных вод приводит к выщелачиванию растворимых в водах породообразующих минералов. Второй причиной является создание на забое скважин аномально низких давлений. Глубокие депрессии приводят к механическому разрушению твердого скелета горной породы и выносу ее частиц в ствол скважин. Влияние свободного газа. Над динамическим уровнем в стволе скважины при работе ЭЦН всегда имеется большой слой пены. Пена не позволяет точно определить положение динамического уровня жидкости, а, следовательно, забойного давления. Поэтому чрезвычайно трудно провести согласование режимов работы насоса и пласта. Следствием несогласованности режимов работы пласта и насоса является уменьшение давления на приеме насоса, увеличение количества свободного газа, попадание больших объемов свободного газа в насос и срыв подачи, который вызывает перегрев рабочих органов ПЭД, открытие торцовых уплотнений или течь удлинителя. Если неисправен перепускной клапан устьевой арматуры, повышенное давление в затрубном пространстве искусственно отжимает динамический уровень, что создает дополнительную нагрузку на ПЭД и, в конечном итоге, может привести к преждевременному отказу УЭЦН. Слом вала ЭЦН в результате вибраций. Неравномерное распределение нагрузки на опоры УЭЦН приводит к их неравномерному радиальному износу, переходящему в односторонний износ. Результатом такого действия является увеличение уровня вибрации ЭЦН. Вибрация передается от вала ЭЦН на вал . Торцовые уплотнения гидрозащиты от вибрации начинают пропускать пластовую жидкость в полость ПЭД, что приводит к пробою обмотки ПЭД. Нарушение изоляции. Эксплуатация УЭЦН при высоких температурах в скважине. При подборе УЭЦН необходимо обратить внимание на глубину спуска УЭЦН. При низких динамических уровнях в скважинах с малым притоком иногда стараются заглубить УЭЦН. Чем больше глубина спуска, тем больше температура пластовой жидкости. Максимальную глубину спуска УЭЦН ограничивает температурная граница. При 75-80 0С начинается размягчение полиэтиленовой изоляции кабеля, при 80-90 0С возможна ее течь, при температурах свыше 120 градусов-выходит из строя ПЭД. Отложения парафина. Большое содержание парафиносодержащих фракций в пластовой жидкости. В процессе движения пластовой жидкости по НКТ происходит ее охлаждение. В температурной зоне загустевания парафина происходит его отложение на стенках НКТ. Накапливаясь парафин образует пробку. Необходимы периодические обработки скважины для удаления парафиноотложений. Отложения парафина приводят к уменьшению проходного сечения в НКТ, что влечет за собой снижение производительности и медленному возрастанию рабочего тока. Когда пробка перекроет проход пластовой жидкости рабочий ток УЭЦН упадет до величины тока холостого хода. В этот момент должна сработать ЗСП и отключить УЭЦН, в противном случае произойдет перегрев и отказ ПЭД. Отложения солей. Причинами выпадения солей являются: — снижение давления – повышение температуры, причем снижении е давления более интенсивно влияет на равновесие реакции, чем снижение температуры – пересыщение раствора растворяемой солью по причине изменения давления и температуры или смешения вод одного типа, но с разной концентрацией ионов - изменение химического состава воды при смешении вод различных типов. Методы борьбы с механическими примесями Применение песочных якорей. Существенный положительный эффект при эксплуатации пескообразующих скважин может дать применение песочных якорей, закрепляемых под всасывающим клапаном глубинного насоса. Высокий коэффициент сепарации до 95%.Изменяемая длина накопителя механических примесей от 10 м до 100 м.Специальная конструкция уплотнительной манжеты исключает затяжки при СПО. Крепление призабойной зоны. К настоящему времени разработаны несколько видов породо-крепящих агентов и технологий крепления, которые апробированы с положительным результатом на нефтяных месторождений. Среди них – закачка смоло-песчаной смеси, состоящей из гранулированного песка фракций 0,4…0,8 мм в количестве до 200 г/л и водорастворимых смол ТСД-9, ТС-10, СФЖ-3012. В результате проведенных операций удается предотвратить разрушение пласта и образование песчаных пробок и добиться нормальной работы скважины в течении 1…12 месяцев. Применение забойных фильтров. Этот способ предполагает установку на забоях скважин автономных фильтров или фильтров, крепящих насосно-компрессорным трубам. Конструкции фильтров отличаются разнообразием: используются и трубы из металла и пластмассы со щелями и отверстиями определенного размера; применяются трубы с фильтрующими элементами, представленными песчано-графитной смесью определенных фракций.  Методы борьбы с газом спуск насоса в зону, где давление на приеме обеспечивает оптимальную подачу насоса и устойчивую ее работу; применение сепараторов различных конструкций; монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств; принудительный сброс газа в затрубное пространство; применение комбинированных, так называемых «ступенчатых» (конических), насосов. Какие из перечисленных методов наиболееэффективны? Создание на приеме насоса давления, равного давлению насыщения нефти газом или близкого к нему. Этот метод широко распространен, так как прост технологически и организационно, но является неэкономичным, поскольку для его осуществления требуется спуск насоса на большие глубины, соизмеримые с глубиной скважины. Последнее связано с затратами на насосно-компрессорные трубы, кабель, электроэнергию и спускоподъемные операции, а иногда и невыполнимо по техническим причинам. Методы борьбы вибрацией насоса 1) Применение газосепараторов или диспергаторов позволяет: предотвратить кавитацию и запирание газом рабочих органов насоса, обеспечить необходимую производительность насоса, повысить коэффициент полезного действия. Газосепаратор удаляет газовую фазу из откачиваемой смеси. 2) Принцип работы диспергатора заключается в обеспечении необходимого диаметра пузырьков газа в откачиваемой газожидкостной смеси (ГЖС), путем их измельчения. 3) Установление технологических режимов. Проточную часть насосов магистральных нефтепроводов помимо каналов в корпусе насосов составляют каналы в шнековом и в центробежном рабочем колесе насоса. Подробное изучение характера течения жидкости в отмеченных каналах дает возможность получить математическую модель силового взаимодействия потока жидкости в насосе с элементами проточной части агрегата.Математический анализ полученной модели дает возможность найти способы снижения гидродинамической вибрации в шнекоцентробежных насосах. Согласно анализу, этот вид вибрации может быть устранен или значительно уменьшен следующими способами: - Снижением частоты оборотов ротора насоса; - Уменьшением диаметра предвключенного колеса шнека; - Уменьшением угла установки лопастей шнека; - Уменьшением шага шнека; -Увеличением количества лопастей шнека; -Установкой направляющего аппарата на входе в шнек, закручивающего поток по направлению вращения ротора насоса.Наибольший эффект по снижению вибрации дает (в порядке убывания) изменение диаметра шнека, частоты оборотов ротора насоса, угла установки лопастей шнека и шага шнека. Худшие результаты наблюдаются при закрутке потока на входе в шнек и при увеличении количества лопастей шнека. Методы борьбы с нарушением изоляции кабеля соблюдение правил техники безопасности при спуске УЭЦН в скважину Какой кабель показан на рисунке (маркировка)? КРБП Методы борьбы с парафиноотложением Теплообработка скважин Физическая обработка Химические Механические Гладкие покрытия каковы причины отложенияпарафина? • присутствие в нефти достаточного количества высокомолекулярных углеводородов парафинового ряда; • снижение температуры потока нефти до значений, при которых возможно выделение их нефти твёрдой парафиновой фазы. Необходимые температурные условия возникают прежде всего на внутренней стенке трубы; • достаточно прочное сцепление парафиновых отложений с поверхностью трубопровода, исключающее возможность полного смыва отложений потоком нефти. Кроме того, выявлена роль ещё ряда факторов. Основными из них являются: • перепад температур: с увеличением разницы между температурами окружающей среды и потока нефти количество отлагающегося парафина пропорционально возрастёт; • давление и газовый фактор: при давлении выше давления насыщения температуры начала выпадения парафинов возрастает с увеличением давления. Если давление ниже давления насыщения, то при снижении давления наблюдается рост температуры начала кристаллизации, что объясняется увеличением объёма выделяющегося газа, который сущетвенно влияет на растворимость парафина в нефти и температуру (понижается) нефтегазового потока; • скорость течения: интенсивность накопления отложений с увеличением скорости потока нефти сначала растёт вследствие увеличения массопереноса, а затем – снижается. Такой характер зависимости обусловлен факторами, определяющими динамическое равновесие между механическими свойствами отложившегося парафина и гидродинамическими характеристиками потока нефти. При высоких скоростях течения поток смывает отложившийся парафин со стенок труб, что объясняется превосходством сил касательных напряжений над силами сцепления между частицами парафина и поверхностью трубы; • свойства поверхности: на начальной стадии Отложения солей Причины и последствия отложениясолей? Основной причиной образования и отложения солей в процессе добычи является нарушение равновесия, то есть изменение температуры и давления в нефтегазовой смеси. При нарушении равновесия из водного раствора солей выделяется CO2.В результате водный раствор становится перенасыщен солями и образуются кристаллы (зародыши солей), которые в процессе способны накапливаться, расти и в результате отлагаются. Отложение солей приводит к порче насосных установок, закупориванию трубопроводов и внутренних поверхностей оборудования Методы борьбы с солеотложением Химические методы. •Применение ингибиторов солеотложений; •Использование растворов соляной кислоты и хлорида натрия; •Использование раствора едкого натра; Механизм работы этих ингибиторов следующий. Основная часть ингибиторов представляет собой поверхностно активные вещества, которые, сталкиваясь с кристалликами соли в потоке флюида, концентрируются на его поверхности, тем самым не давая другим молекулам той же самой соли закрепиться на зародыше. Механические. Сущность механических методов удаления отложения заключается в проведении очисток скважин путем разбуривания мощных солевых пробок или путем переработки колонны расширителя, скребками с последующим шаблонированием.  Тестовое задание по теме "Методы борьбы с осложнениями при работе УЭЦН" Задание. Поясните , какое осложнение произошло в скважине при эксплуатации УЭЦН?
|