Способы предотвращения отложений парафина, оборудованных УЭЦН

Современные методы предупреждения процесса отложений парафина в скважинах, оборудованных УЭЦН, включают в себя химические и тепловые методы, а также применение подъемных труб с защитными покрытиями.

Химические методы, получившие широкое распространение, можно отнести к комплексным методам, так как их влияние распространяется одновременно на несколько факторов.

В качестве химических реагентов применяются отечественные и импортные вещества, испытанные с положительным эффектом в различных нефтяных районах. Зачастую в выборе реагента преобладают чисто организационные причины: близость производства реагента, простота его доставки и другие. В практике широко применяются -- дистилат, жидкие продукты пиролиза, ПАВ (поверхностно-активные вещества различных марок – 4410, 4422, ОП-10)

Способы доставки реагентов в скважины также разнообразны: дозировка в затрубное пространство; залповая закачка в пласт; подача реагента непосредственно на прием насоса. Для защиты насоса и НКТ, наиболее целесообразна подача реагента на прием насоса. В этом случае используется забойный дозатор с отверстием в верхней части простой конструкции. НКТ подвешивается к низу компенсатора погружного двигателя.

Труба- дозатор перед спуском в скважину заполняется реагентом 4411.

В скважине в калиброванное отверстие трубы дозатора поступает скважинная жидкость, которая, обладая плотностью большей, чем реагент, опускается в трубе вниз и вытесняет реагент через отверстие в скважину.

Диаметр отверстия и, следовательно, величину дозировки реагента можно определить по известным формулам гидравлики для каждого конкретного случая.

К тепловым относятся методы создания в скважине температурного поля, превышающего по величине температуру плавления парафина. Это достигается нагревом скважинной жидкости передвижным депарафинизационным агрегатом АДП-160 и созданием циркуляции через через затрубное пространство. Метод обеспечивает удовлетворительную очистку от парафина, но требует периодического повторения.

В последнее время применяются различные конструкции электрических нагревателей поднасосного или наднасосного типа. На гладкой поверхности, образованной покрытиями из лаков, эпоксидных покрытий, эмали и смол отложения парафина минимальны. Также зависит отложение парафина от скорости потока.

 

4.Раз­мещение средств пожаротушения.

При тушении пожаров используются следующие первичные средства пожаротушения:

- асбестовые полотна, грубошерстные ткани и войлок размером 1 х 1 м,

предназначенные для тушения небольших очагов пожаров при воспламенении веществ,

горение которых не может происходить без доступа воздуха. В местах применения и

хранения ЛВЖ и ГЖ размеры полотен могут быть увеличены (2 х 1,5; 2х 2 м). Каждое из перечисленных средств следует применять из расчета одно на

каждые 200 кв. м площади;

- бочки для хранения воды должны иметь объем не менее 0,2 куб. м и

комплектоваться ведрами;

- ящики для песка должны иметь объем 0,5, 1,0, 3,0 куб. м и комплектоваться

совковой лопатой;

- емкости для песка, входящие в конструкцию пожарного стенда, должны быть

вместимостью не менее 0,1 куб. м. Конструкция ящика должна обеспечивать удобство

извлечения песка и исключать попадание осадков;

- огнетушители, выбор типа и количества которых рекомендуется производить в

зависимости от их огнетушащей способности, предельной площади, класса пожара

горючих веществ и материалов в защищаемом помещении.

Размещение первичных средств пожаротушения в коридорах, проходах не должно

препятствовать безопасной эвакуации людей. Их следует располагать на видных

местах вблизи от выходов из помещений на высоте не более 1,5 м.

 

5.Оказание первой помощи при отравлении сероводородом.

 

При отравлениях сероводородом необходимо немедленно вызвать скорую медицинскую помощь.

До прибытия врача следует:

немедленно вывести (вынести) пострадавшего из загазованной зоны на свежий воздух, при этом лица, выносящие пострадавшего, должны быть в про­тивогазах;

удобно уложить и освободить пострадавшего от стесняющей одежды;

при нарушении дыхания производить искусственное дыхание методом "рот в рот" или "рот в нос";

при отсутствии сердцебиения одновременно с искусственным дыханием производить наружный (непрямой) массаж сердца.

Во всех случаях отравления рекомендуется вдыхание раствора хлора (пла­ток смачивается в растворе хлорной извести). При легких отравлениях (при раздражении верхних дыхательных путей) рекомендуется теплое молоко с со­дой.

При болях в глазах необходимо пострадавшего поместить в темное поме­щение и делать прохладные примочки 3-х процентной борной кислотой.

Оказание первой помощи следует производить вплоть до прибытия врача.

Необходимо помнить, что отсутствие признаков жизни у пострадавшего не дает права на прекращение оказания ему доврачебной помощи.

 

Билет 12

1. Когда и как организуют периодическую эксплуатацию насосных скважин, оборудованных ШСНУ?

 

Периодическая откачка рекомендуется для малодебитных скважин лишь в следующих случаях:

- на скважинах, оборудованных приводами штангового насоса завышенной производительности (не менее чем в 3 — 5 раз), замена которых на данном этапе представляется экономически нецелесообразной;

- если при этом преследуются определенные цели (например, достижение меньшей обводненности продукции скважин, экономия затрат на электроэнергию и т. д.), при соответствующем индивидуальном технико-экономическом обосновании.

Эффективность применения режима периодической откачки в значительной степени зависит от стоимости, точности регулирования и надежности средств управления откачкой. Необходимо учитывать и свойства продукции скважин: обводненность нефти и степень минерализации попутной воды.

 

2. Что называется призабойной зоной скважины и чем она характерна?

 

Призабойная зона скважины (ПЗС) - область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся - при закачке. Здесь скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния ПЗП зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине.

Важно сохранить ПЗС в таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗС, была бы достаточно мала как при отборе жидкости из пласта, так и при нагнетании в пласт.

В процессе добычи нефти пластовая жидкость - нефть, вода и газ - проходит через ПЗС добывающих скважин и вся нагнетаемая в пласты вода - через ПЗС нагнетательных скважин. Эти процессы происходят при температурах и давлениях, отличных от тех, при которых эти жидкости (или газы) были первоначально на поверхности или в пласте. В результате в ПЗС, как в фильтре, могут откладываться углеводородные компоненты (смолы, асфальтены, парафины и др.), и различные соли, выпадающие из растворов в результате нарушения термодинамического равновесия.

 

3.Средства контроля и измерения. Какие приборы Вы знаете для изме­рения уровня, давления, температуры, расхода газа, жидкости и пара?

 

Средства контроля производительности скважин должны удовлетворять следующим требованиям:

1. Не нарушать технологический процесс добычи жидкости из скважин, в том числе не создавать дополнительных потерь давления.

2. Должны быть работоспособны в широком диапазоне изменения температуры, давления, пульсаций измеряемого потока среды.

3. Воспроизводимые средствами контроля единицы физических величин должны соответствовать принятым стандартам (м³/сут; т/сут).

4. Средства контроля должны быть сертифицированы Госстандартом РФ.

5. Иметь возможность оперативной проверки (эксплуатационным персоналом) и периодической поверки (государственными поверителями) исправного состояния.

Для замеров дебитов скважин по жидкости более 5 — 10 м³/сут применяются ГЗУ типа «Спутник АМ», «Спутник Б» (производства ОАО «ОЗНА», г. Октябрьский), в которых в качестве измерителя расхода жидкости использованы объемные турбинные счетчики типа «ТОР» Для замера дебита скважин с дебитом жидкости от 0,001 до 120 т/сут в ОАО «Татнефть» на Бугульминском механическом заводе освоен выпуск разработанной в НПО «НТЭС» (г. Бугульма) принципиально новой групповой замерной установки на базе счетчика жидкости «СКЖ», получившей название ГЗУ «Дельта».

При эксплуатации скважин с УСШН, дебит по жидкости которых не превышает 30 т/сут, целесообразно применение в качестве средств индивидуального контроля счетчиков жидкости СКЖ-30-40М2.

При измерении уровня жидкости в скважинах с избыточным давлением в затрубном пространстве применяется метод волнометрирования. К затрубной задвижке герметично присоединяется специальное устройство — волномер, когда давление газа в затрубном пространстве скважины близко к атмосферному, применяется метод эхометрирования.

Динамометрирование осуществляется с помощью различных типов динамографов, подразделяющихся по принципу действия преобразующего устройства на гидравлические (ИКГН‑1, ГДМ‑3) и электронные («Эхометр», Микон, Квантор, Сиддос). При известном составе и плотности жидкости в стволе скважины, пересчет измеренных уровней дает величины забойных и пластовых давлений.

В процессе исследования скважин глубинными приборами регистрируются, в основном, следующие физические величины:

- давление и приращение давления;

- наличие и скорость движения жидкости в стволе скважины;

- температура;

влагосодержание — фазовое соотношение нефти и воды в потоке жидкости.

 

 

4.ОБУЧЕНИЕ И ИНСТРУКТАЖ РАБОЧИХ

Обучение - в учебных центрах по профессии со сдачей экзамена и получением -

удостоверения.

Инструктажи:

- первичный - в отделе ТБ или начальника цеха при приеме на работу

- на рабочем месте - мастер, перед направлением на работу

- периодический - 1 раз в квартал, мастер

- внеочередной - мастер, при назначении на разовую работу:

- при несчастных случаях и авариях

- при получении нового оборудования, изменении технологии

- при изменении правил

- при нарушениях

- при получении приказов по ТБ

Проверка знаний: периодическая - 1 раз в год, внеочередная (см. выше).

 

4. Оказание первой помощи при обмороке.

 

Причины. Острая сосудистая недостаточность наблюдается в виде обморока и коллапса. Повышенная чувствительность к боли. Переутомление. Тепловой и солнечный удар. Выраженные эмоции у некоторых людей при виде крови. Обморок на фоне приступа болей в грудине или в области сердца вызывает подозрение на инфаркт миокарда.

Симптомы. Головокружение. Ощущение внезапной тошноты. Потемнение в глазах. Потеря сознания. Похолодание конечностей. Учащение пульса. Бледность.

Неотложная помощь. Уложить больного на спину, подняв его выпрямленные ноги под углом 60-90 градусов. Дать вдохнуть нашатырный спирт (на ватке).

 

Билет 13

1. Схема УЭЦН и характеристика ее основных узлов.

 

Центробежные насосы для откачки жидкости из скважины принципиально не отличаются от обычных центробежных насосов, используемых для перекачки жидкостей на поверхности земли. Однако малые радиальные размеры, обусловленные диаметром обсадных колонн, в которые спускаются центробежные насосы, практически неограниченные осевые размеры, необходимость преодоления высоких напоров и работа насоса в погруженном состоянии привели к созданию центробежных насосных агрегатов специфического конструктивного исполнения. Внешне они ничем не отличаются от трубы, но внутренняя полость такой трубы содержит большое число сложных деталей, требующих совершенной технологии изготовления.

Погружные центробежные электронасосы (ПЦЭН) - это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции (ПЭД). Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. ПЦЭН опускается в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150 - 300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясками электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой. Установка ПЦЭН (рис. 11.1) включает маслозаполненный электродвигатель ПЭД 1; звено гидрозащиты или протектор 2; приемную сетку насоса для забора жидкости 3; многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4; НКТ 5; бронированный трехжильный электрокабель 6; пояски для крепления кабеля к НКТ 7; устьевую арматуру 8; барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля 9; трансформатор или автотрансформатор 10; станцию управления с автоматикой 11 и компенсатор 12.

Насос, протектор и электродвигатель являются отдельными узлами, соединяемыми болтовыми шпильками. Концы валов

Рис.. Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса

имеют шлицевые соединения, которые стыкуются при сборке всей установки. При необходимости подъема жидкости с больших глубин секции ПЦЭН соединяются друг с другом так, что общее число ступеней достигает 400. Всасываемая насосом жидкость последовательно проходит все ступени и покидает насос с напором, равным внешнему гидравлическому сопротивлению. УПЦЭН отличаются малой металлоемкостью, широким диапазоном рабочих характеристик, как по напору, так и по расходу, достаточно высоким к. п. д., возможностью откачки больших количеств жидкости и большим межремонтным периодом.

 

 

⇐ Предыдущая123Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: