отчет по практике. Отчет по практике. Структурная карта месторождения (по месту практики)
 Скачать 477.73 Kb.
|
|
Технологический режим работы УСШН при постоянной откачке жидкости При постоянной откачке, жидкости, уровень последней в эксплуатационной колонне, остается постоянным. Приток жидкости к забою происходит за счет разности пластового и забойного давлений, при этом пластовое, давление, как правило, больше, забойного. Жидкость проходит в забой скважины через перфорационные отверстия, которые, были проделаны в эксплуатационной колонне, специальными перфораторами. При движении плунжера вверх всасывающий клапан под действием давления жидкости открывается, в результате чего жидкость поступает в цилиндр насоса. Нагнетательный клапан в это время закрыт, т.к. на него действует давление столба жидкости, заполнившей насосные, трубы. При движении плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный клапан открывается и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером. При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и то же количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины. Технологический режим работы УСШН: количество качаний в минуту, длина хода полированного штока может изменяться в зависимости от свойств добываемой жидкости. Число качаний в минуту регулируется при помощи смены шкивов на электродвигателе. Длина хода полированного штока изменяется путем переставления шатуна на кривошипе. Технологический режим работы УСШН при периодической откачке жидкости На периодическую эксплуатацию целесообразно переводить скважины, характеризующиеся малыми коэффициентами продуктивности, большими пластовыми давлениями, большими диаметрами эксплуатационной колонны. Чем больше период накопления, тем более выгодна периодическая откачка, так как при этом увеличивается время простоя оборудования, а, следовательно, экономится электроэнергия и меньше изнашивается оборудование. Чем больше частота ремонтов и стоимость каждого ремонта, тем в большей степени скважина подходит для периодической откачки. По мере износа насоса для поддержания дебита скважины необходимо интенсифицировать режим работы установки за счет запаса подачи и увеличить продолжительность откачки. Насос рекомендуется заменять, когда период накопленной откачки увеличится в 70-75 раз. Аналитическое определение режимных, параметров обычно не дает надежных, результатов (наличие различных, осложнений, отсутствие качественных, исследований). На практике с помощью динамографа устанавливают момент, когда уровень жидкости достигает приема насоса и происходит подсос газа из затрубного пространства. А периоды накопления устанавливают опытным путем, изменяя их, продолжительность, чтобы получить приемлемое относительное снижение дебита (отношение среднего дебита, получаемого при периодической откачке, к дебиту при непрерывной откачке). Период откачки меняется с помощью автоматических, устройств, включающих, и отключающих СК. Их работа может быть основана на разных принципах: а) реле времени (не учтен износ насоса); б) по прекращению подачи; в) косвенное измерение уровня жидкости в скважине; г) динамографическое реле; д) датчики силы и давления и др. При правильно организованной периодической эксплуатации календарный межремонтный период по смене насоса увеличивается по сравнению с непрерывной эксплуатацией в 2-3 раза. Технологический режим работы УЭЦН Электроцентробежный насос предназначен для добычи скважиной жидкости либо её нагнетания в пласт. Принцип работы насоса состоит в нагнетании жидкости из колес в аппараты за счет центробежной силы, возникающей при вращении ротора с закрепленными на нем колесами. Проходные сечения рабочих органов определяют пропускную способность (подачу) насоса, а их количество - напор. Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (электродвигателя с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления (комплектного устройства). Трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой сети до оптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле. Станция управления обеспечивает управление работой насосных агрегатов и его защиту при оптимальных режимах. Область применения УЭЦН - это высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 10 1300 м3/сут и высотой подъема 5002000м. Межремонтный период УЭЦН составляет до 320 суток и более. Условия применимости УЭЦН по перекачиваемым средам: жидкость с содержанием механических примесей не более 0,5 г/л, свободного газа на приеме насоса не более 25%; сероводорода не более 1,25 г/л; воды не более 99%; водородный показатель (рН) пластовой воды в пределах 68,5. Температура в зоне размещения электродвигателя не более +90оС (специального теплостойкого исполнения до +140С). Принцип действия установки: электрический ток из промысловой сети через трансформатор и станцию управления поступает по кабелю к электродвигателю, в результате чего начинается вращаться вал двигателя и насоса; во время работы агрегата жидкость проходит через приемный модуль установленном на приеме насоса, и нагнетается по насосным трубам на поверхность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась обратно из колонны труб в скважину, в верхней части насоса смонтирован обратный клапан. Кроме того, над насосом устанавливается сливной клапан, через который жидкость сливается из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины. Приборы для исследования работы скважинных насосов Для определения забойных давлений, температур и других параметров применяют глубинные приборы, которые могут быть установлены в любой точке скважины. Эти приборы спускают в скважину с помощью специальных лебедок на проволоке или кабеле, а также с колонной труб или со специальным инструментом. В зависимости от способа регистрации показании глубинные приборы подразделяются на следующие: автономные, показания которых регистрируются непосредственно в приборе, спускаемом в скважину; дистанционные, показания которых передаются по кабелю на поверхность, где регистрируются с помощью вторичных приборов. Кроме приборов, предназначенных для измерения одной величины, созданы комплексные дистанционные приборы для измерения двух и более величин (давления, температуры, дебита). Комплексные глубинные приборы содержат несколько измерительных преобразователей (датчиков) и переключающее устройство, позволяющее поочередно подключать каждый датчик к общей измерительной схеме. Конструктивно дистанционные приборы представляют собой два самостоятельных узла: глубинный прибор, спускаемый в скважину, и вторичных прибор, находящийся на поверхности. Связь между ними организована по кабелю, который часто является также тросом, несущим глубинный прибор, в котором размещены датчики и вспомогательные устройства, необходимые для процесса измерения. Датчиком глубинного прибора является ряд измерительных преобразователей, обеспечивающих преобразование измеряемой величины в сигнал, пригодный для усиления и передачи по кабелю на поверхность. Датчик дистанционного прибора состоит из трех измерительных преобразователей: предварительного, основного и выходного. Глубинные приборы для измерения давления по принципу действия подразделяют на следующие типы: пружинные приборы, в конструкции которых в качестве упругого чувствительного элемента применена многовитковая геликсная пружина. Приборы этого типа называются ге- ликсными глубинными манометрами; пружинно-поршневые приборы, у которых давление воспринимается уплотненным поршнем, соединенным с винтовой цилиндрической пружиной растяжения. Различают пружинно-поршневые манометры с невращающимся и вращающимся поршнями. Манометры с вращающимся поршнем имеют более высокий класс точности; пневматические приборы, принцип действия которых основан на уравновешивании измеряемого давления и сжатого газа, заполняющего измерительную камеру прибора. Эти приборы получили название глубинных дифманометров, так как они регистрируют приращение давления от его начального значения. Глубинные термометры, применяемые при комплексных исследованиях скважин, по типу конструкции относятся к манометрическим приборам. Термобаллоны выполнены либо в виде цилиндра со стенкой большой толщины (сильфон), либо в виде трубки, навитой по винтовой линии (геликс). Внутренняя полость термобаллона может быть заполнена жидкостью либо примерно на две трети обьема легкокипящей жидкостью. При повышении температуры происходит тепловое расширение жидкости внутри термобаллона. Под действием этого давления перемещается или деформируется геликс. Перемещение геликса механически передается пишущему перу. Барабан с диаграммной бумагой приводится в движение часовым механизмом. Для исследования газовых скважин применяют глубинные дистанционные приборы, спускаемые на одножильном кабеле с помощью каротажных станций. Для измерения давлений и температур в скважинах применяют дистанционные манометры-термометры ДРМТ, дебитомеры типа "Метан", а также глубинные дистанционные термометры. Глубинный дебитомер типа "Метан" предназначен для регистрации профиля притока газа по стволу скважины. Он состоит из глубинного прибора с тахометрическим преобразователем расхода и вторичного показывающего прибора. Тахометрический преобразователь скорости потока газа содержит турбину, на оси которой установлены два постоянных магнита. Дополнительный магнит служит для компенсации момента торможения в покое. Эти магниты установлены в корпусе прибора диаметром противоположно. При прохождении газа через корпус прибора турбина вращается с частотой, пропорциональной скорости потока. Магниты создают знакопеременное магнитное поле, которое взаимодействует с герметичным магнитным контактом, замыкающим электрическую цепь с частотой, пропорциональной скорости вращения. Электрические импульсы передаются по кабелю на вторичный прибор, представляющий собой электрический счетчик. Глубинный дебитомер может эксплуатироваться при давлении до 40 МПа в диапазоне температур от -30 до +100 °С. Прибор имеет два предела измерения: 0 - 3 и 0 - 10 м/с. Глубинный дистанционный термометр типа ТЧГ-36, также распространенный в промысловой практике, предназначен для измерения температуры по стволу скважин. Термочувствительный элемент - конденсатор - включен в колебательный контур генератора высокой частоты. При изменении температуры среды, в которой находится конденсатор, меняется его емкость, что приводит к изменению частоты генератора. На поверхности с помощью вторичного прибора (частотомера) измеряется частота выходного сигнала, пропорциональная измеренной температуре в скважине. Исследования скважин, при помощи описанных выше глубинных приборов проводят с применением специального оборудования. Для спуска приборов в скважину на фонтанной арматуре устанавливают лубрикатор с манометром. К корпусу лубрикатора крепятся направляющие и оттяжные ролики для прохода проволоки или кабеля. Для специальных исследований используются лифтовые скважинные манометры, спускаемые на НКТ. Часто скважины, оборудованные ШСН, исследуют с помощью эхолота-прибора для замера уровня в скважине. По положению уровней и по известной плотности жидкости в скважине определяют пластовое и забойное давление. Суть процесса измерения-эхометрии в следующем. В трубное 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. Лента перемещается с помощью лентопротяжного механизма с постоянной скоростью. Для измерения скорости звука, недалеко от уровня жидкости на известном расстоянии от устья, на трубах устанавливают репер-патрубок, подвешенный на муфте одной из труб и перекрывающий кольцевой зазор между обсадными и насосными трубами на 60 – 65 %. Динамографирование является основным методом контроля за состоянием глубинно-насосного оборудования скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами (ШГН). Динамографирование осуществляется с помощью различных типов динамографов, подразделяющихся по принципу действия преобразующего устройства на гидравлические, механические и электронные. Расходомер глубинный дистанционный РГД-4 предназначен для измерения расхода в эксплуатационной колонне нагнетательных скважин, оборудованных насосно-компрессорными трубами - с целью исследования профиля поглощения. Условия эксплуатации расходомера (в скважине): а) рабочая среда - пластовая вода; б) диапазон расхода: - при измерении в колонне 146 мм. 4-100м3/ч - при измерении в колонне 168 мм 6-100м3/ч в) максимальное давление 60 МПа; г) максимальная температура рабочей среды 1200 С. Основными функциональными узлами расходомера являются: турбинный датчик с магнитоуправляемым преобразователем, центратор (пластинчатый пружинный), приборная головка и наконечник. Турбинный датчик расхода является измерительным узлом. В качестве преобразователя числа оборотов турбинки в электрический сигнал служит магнитоуправляемый сигнал, взаимодействующий с магнитом установленным на оси турбинки. Турбинка вращается на агатовых подпятниках. Нижней опорой оси турбинки является регулировочный винт. Магнитоуправляемый контакт размещен в герметичной камере. Центратор пластинчатый пружинного типа состоит из оси и двух муфт, соединенных между собой тремя пластинчатыми пружинами. На нижнем конце оси центратора устанавливается наконечник. Головка приборная служит для соединения кабельной головки с расходомером и герметизации токопроводящей жилы. Результаты исследования работы УСШН; Динамометрирование установок. Диаграмму нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода называют динамограммой, а ее снятие – динамометрированием ШСНУ. В наиболее распространенном гидравлическом динамографе типа ГДМ-3 действующая на шток нагрузка передается через рычаговую систему на мембрану камеры, заполненную жидкостью (спиртом или водой), где создается повышенное давление. Давление жидкости в камере, пропорциональное нагрузке на шток, передается по капиллярной трубе на геликсную пружину. При увеличении давления геликсная пружина разворачивается, а перо, прикрепленное к ее свободному концу, чертит линию на бумажном диаграммном бланке. Бланк закреплен на подвижном столике, который с помощью приводного механизма перемещается пропорционально ходу устьевого штока. В результате получается развертка нагрузки P в зависимости от длины хода S. Для снятия динамограммы измерительную часть динамографа (месдозу и рычаг) вставляют между траверсами канатной подвески штанг, а нить приводного механизма самописца прикрепляют к неподвижной точке (устьевому сальнику). Масштаб хода изменяют сменой диаметра шкива самописца (1:15, 1:30, 1:45), а усилия – перестановкой опоры месдозы и рычага. Динамограф предварительно тарируют. Фактическая динамограмма отличается от теоретической и ее изучение позволяет определить максимальную и минимальную нагрузки, длины хода штока и плунжера, уяснить динамические процессы в колонне штанг, выявить ряд дефектов и неполадок в работе ШСВУ и насоса. Измерение нагрузок на полированном штоке возможно двумя способами: - для количественного динамометрического анализа - необходимы данные высокой степени точности, которые можно получить с помощью стационарного комбинированного датчика, измеряющего механическое напряжение; он устанавливается между траверсами канатной подвески исследуемой скважины; - для получения качественной информации, позволяющей судить об эффективности работы насоса и выявлять(диагностировать) некоторые неисправности подземного оборудования, используется С-образный облегченный датчик - струбцина, прикрепленный к полированному штоку при помощи зажима; такой датчик называется накладным и замеряет изменение диаметра полированного штока. К таким приборам относится МИКОН-101-07, которые предназначены для оперативного контроля работы штанговых глубинных насосов (ШГН) и позволяют решить следующие задачи: - произвести оперативную диагностику работы подземного оборудования (утечки в клапанах и трубах, коэффициент заполнения глубинного насоса, посадка плунжера и др.) - обеспечить оперативный контроль динамограммы в рабочем состоянии при выводе ШГН на режим; - вычислить плановый дебит скважины. Обеспечивает: - визуальный просмотр зарегистрированных динамограмм на экране блока регистрации; -возможность распечатки на микропринтере; - перенос зарегистрированных данных в базу данных на персональном компьютере; -сохранность зарегистрированных динамограмм при отключении батарей питания. В состав динамографов входит универсальный блок регистрации, который может использоваться как с динамографом так и с эхолотом. Конструкции газопесочных якорей Газопесочные якоря предназначены для отделения растворенного в нефти газа и механических примесей, содержащихся в составе скважинной жидкости. Монтируется на приеме штангового насоса. Одна из конструкций газопесочного якоря показана на рис. 11. Этот якорь состоит из двух камер - газовой (верхней) 4 и песочной (нижней) 7, соединенных с помощью специальной муфты 5, в которой просверлены отверстия Б. В верхней камере якоря укреплена всасывающая трубка 3, а в нижней - рабочая труба 6, снабженная конической насадкой 8. Якорь присоединяется к приему насоса 1 через переводник 2, одновременно связывающий корпус якоря со всасывающей трубкой. На нижнем конце песочной камеры навинчена глухая муфта 9. При работе насоса жидкость из скважины поступает через отверстия А в газовую камеру, где газ отделяется от нефти. Затем отсепарированная нефть через отверстия Б и рабочую трубу направляется в песочную камеру; отделившаяся от песка жидкость поднимается по кольцевому пространству в песочной камере и поступает через отверстия в специальной муфте во всасывающую трубу 3 на прием насоса.  Газопесочный якорь |