Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Исследование насосных скважин



Исследование в насосных скважинах проводят как при установившихся режимах, так и при неустановившихся режимах работы скважин.

Перевод работы скважины с одного режима работы на другой осуществляют сменой шкивов на электродвигателе или изменением длины хода полированного штока. Остановку работы скважины осуществляют отключением насосной установки от электросети.

Дебиты нефти на разных режимах измеряют на групповых замерных установках (ГЗУ), а дебит газа замеряют с помощью дифманометров или газовых счетчиков.

Забойные давления замеряют малогабаритными скважин-ными манометрами, которые спускают на забой через межтрубное пространство при работающей скважине. Насосно-компрес-сорные трубы подвешиваются на специальной планшайбе с экс-

центричным отверстием для муфты и вторым отверстием для спуска манометра через межтрубное пространство.

Чаще исследования проводят наблюдая за изменением динамического уровня с помощью эхолота. Эти исследования основаны на принципе измерения скоростей распространения звуковой волны в газовой среде, отраженной от уровня жидкости в межтрубном пространстве. Динамический уровень можно определить с помощью небольшой желонки, спускаемой на скребковой проволоке в затрубное пространство скважины с помощью лебедки.

При пользовании эхолотом (рис. 101) на устье скважины устанавливают датчик импульсов звуковой волны - пневматическую или пороховую хлопушку 1 с мембраной 2 из плотного картона.

Рис. 101. Схема эхометрирования скважины

Звуковая волна, пройдя по стволу скважины, отражается от поверхности уровня и, возвращаясь обратно, улавливается термофоном 3, представляющим вольфрамовую W-образную нить диаметром 0,03 мм. Звуковая волна изменяет силу тока в термофоне (вследствие изменения температуры нити). Электрический импульс в термофоне усиливается при помощи лампового усилителя 4 и воспринимается перописцем 5, который представляет собой электромеханический преобразователь. Перописец фиксирует соответствующие пики на диаграмме 6, приводимый в движение электродвигателем 7. Расстояние от пики «устье» до пики «уровень» на диаграмме пропорционально времени прохождения звуковой волны от устья до уровня и обратно до устья. Для определения положения уровня необходимо знать скорость звука в скважине, которая зависит от углеводородного состава газа и давления в межтрубном пространстве, а также процентное содержание воздуха. Чтобы определить скорость звука на определенной глубине, на насосно-компрессорных трубах устанавливают репер-отражатель 8. Репер представляет собой патрубок длиной 300^400 мм, который приваривается к верхнему концу муфты насосно-компрессорной трубы и спускается в скважину с тем, чтобы перекрыть зазор между НКТ и колонной на 60% ближе к уровню жидкости, но так, чтобы он не мог оказаться под уровнем. По времени прохождения звуковой волны до репера (что фиксируется на эхограмме) определяется скорость звука в скважине, и по ней уже находят глубину динамического уровня.

Скорость распространения звука в межтрубном пространстве:

(119)

где / - расстояние от устья до репера; t - время прохождения звуковой волны от устья до репера и обратно, которое определяется по эхограмме.

Расстояние до уровня жидкости Нтн в межтрубном пространстве:

(НО)

где Т- время прохождения звуковой волны до уровня и обратно.

После определения уровня жидкости пластовое и забойное давления определяют расчетным путем:

(111)

где Я- глубина скважины; Ядин - расстояние от устья до уровня (динамический уровень); р - плотность жидкости; g - ускорение свободного падения.

При этом имеется в виду, что межтрубное пространство заполнено однородной по плотности жидкостью.

Цепной длинноходовой привод штанговых насосов ЦП-80-6-1/4.

Для механизированной эксплуатации высокодебитных (до 100 т/сут) скважин с вязкой и высоковязкой нефтью в осложненных горно-геологических условиях ОАО «Ижнеф-темаш» и ОАО «Татнефть» разработали безбалансирный длинноходовой привод штанговых насосных установок (рис. 140). ЦП-80-6-1/4 состоит из основания привода, который крепится к фундаменту. На основании установлен редуктор. В открытой колонне размещаются следующие реверсирующие, редуцирующие преобразующие механизмы:

- цепная передача, нижняя ведущая звездочка которой через зубчатую муфту связана с редуктором, а верхняя звездочка снабжена механизмом натяжения цепи;

- внутри колонны по направляющим перемещается противовес, связанный с одним из звеньев цепной передачи;

- в верхней части колонны установлены канатные блоки диаметром цепного длинноходового привода следующие 1500 мм, с помощью которых движение от противовеса передается на узел подвески устьевого штока, монтируется станция управления, а также площадки обслуживания. С целью обеспечения безопасных условий при эксплуатации и обслуживании цепного привода предусматривается система блокировок, отключающих привод при несанкционированном открытии ограждений, введении технологических упоров в зону движения противовесов или возникновении других нестандартных ситуаций.

•и" Привод оснащен ручным тормозом барабанного типа, ручным приводом вращения цепной передачи при обслуживании привода, а также устройством для стопорения редуктора. Технические характеристики:

- тяговое усилие на штоке, кН - 80;

- длина хода полированного штока, м - 6,1;

- редуктор Т315Ц-45 трехступенчатый, передаточное число - 45;

- число двойных ходов полированного штока:

минимально- 1, максимально - 4;

- мощность двигателя, кВт/обороты в мин, 7,5/1000; 11/1000; 15/1000; 18,5/1500 - соответственно для 1, 2, 3, 4 двойных ходов;

- диаметры шкивов, мм:

редуктора 315 и 500, двигателя 142, 190, 240;

- длина отката колонны, мм - 1500;

- масса противовеса, кг

минимальная 1800, максимальная 6000;

- габариты, мм:

длина - 4370, ширина - 2390, высота - 10250;

- масса привода, кг:

без уравновешивающих грузов 12500, с уравновешивающими грузами 16700. Насосные установки с длинноходовым приводом имеют следующие преимущества:

- использование штанговых насосов с дебитом нефти до 100 т/с;

- редуктор с меньшим передаточным отношением и крутящим моментом (в 5-8 раз);

- повышение коэффициента использования мощности (cos <p) в среднем на 57%;

- обеспечение постоянной скорости штанг;

- снижение удельных энергозатрат в 1,5-2 раза;

- обеспечение высокой степени уравновешенности.

Длинноходовые режимы откачки в режиме постоянной скорости способствуют:

- увеличению надежности и долговечности всех составных частей насосной установки;

- снижению износа штанг и НКТ;

- увеличению коэффициента наполнения насоса;

- улучшению показателей при откачке нефти с повышенным газовым фактором и высокой вязкостью.

Первые установки изготовлены на заводе «Ижнефтемаш» и поставлены для промышленного внедрения в ОАО «Татнефть» в 2003 году.




©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.