Агрегат для транспортировки уэцн.

После проверки оборудования насос, электродвигатель и протектор в несочлененном виде перевозят на скважину на транспортировочном агрегате АТЭ-6, оборудованном краном для погрузки и разгрузки. Оборудование размещают на платформе агрегата по всей длине и укладывают на специальных подкладках. Свисание оборудования не допускается. Агрегат монтируется на шасси а/м КрАЗ-255Б, снабжен гидравлическим краном для погрузки и разгрузки установки ЭЦН. Кабельный агрегат погружают на агрегат путем накатывания его по двум откидным погрузочным рампам при помощи лебедки, установленной за гидрокраном.

Г/подъемн., т 6,5

Макс. масса пер. бар 5,0

Макс. скорость агрегата, км/ч 55

Тяговое усилие каната лебедки, т 7,0

Г/пгидрокрана, т 0,75

Максимальный вылет стрелы 2,5м

Рабочее давление в гидросис., кгс/60

При отсутствии специальных машин УЭЦН перевозят на бортовых машинах с длинным кузовом, при этом насос и двигатель транспортируют в специальных футлярах. Кантовать и сбрасывать оборудование установок ЭЦН категорически запрещается. Погрузка и разгрузка секции насоса и электродвигателя осуществляется специальным приспособлением с захватом в двух местах.

Техника безопасности.

1.Корпуса тр-ра и станции управления а так же броня кабеля должны быть заземлены.

2. Обсадная колонна скважины должна быть соединена с заземляющим контуром или пулевым проводом сети 380В.

3. Кабель от станции управления до устья скважины прокладывается на специальных опорах на расстоянии не менее 400мм от поверхности земли.

4. Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках.

5. Сопротивление изоляции установки измеряется мегомметром напряжением до 1000В.

6. При соединении узлов погружного агрегата запрещается держать руками шлицевую муфту.

Газлифтная эксплуатация скважин.

Общие принципы газлифтной эксплуатации.

Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением . Оно практически равно давлению у башмакаи отличается от него только на величину гидростатического давления газового столбаи потери давления на трение газа в трубе, причемувеличивает давление внизуауменьшает. Таким образом,

или.

В реальных скважинах составляет несколько процентов от, аеще меньше. Поэтому рабочее давлениеи давление у башмакамало отличаются друг от друга. Скважину, в которую закачивают газ для использования его энергии, называют газлифтной, при закачке для той же цели воздуха – эрлифтной.

Применение воздуха способствует образованию в НКТ очень стойкой эмульсии, разложение которой требует её специальной обработки поверхностно-активными веществами, нагрева и длительного отстоя. Выделяющаяся при сепарации на поверхности газовоздушная смесь опасна в пожарном отношении, так как при определенных соотношениях образует взрывчатую смесь. Это создает необходимость выпуска отработанной газовоздушной смеси после сепарации в атмосферу. Применение углеводородного газа, хотя и способствует образованию эмульсии, но такая эмульсия нестойкая и разрушается (расслаивается) часто простым отстоем без применения чистой кондиционированной нефти. Это объясняется отсутствием кислорода. Кислород, содержащийся в воздухе, способствует окислительным процессам и образованию на глобулах воды устойчивых оболочек, препятствующих слиянию воды, укрупнению глобул и последующему их оседанию при отстое. Вследствие своей относительной взрывоопасности газ после сепарации собирается в систему газосбора и утилизируется. Причем отсепарированный газ газлифтной скважины при бурном перемешивании его с нефтью при движении по НКТ обогащается бензиновыми фракциями. При физической переработке такого газа на газобензиновых заводах получают нестабильный бензин и другие ценные продукты. Таким образом, газлифт позволяет улучшать газа и эксплуатировать месторождение более рационально по сравнению с эрлифтом. Единственным достоинством эрлифта является неограниченность источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного подъемника. Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4-10 МПа. Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужною подачу. Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом. Системы, в которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом.

При бескомпрессорном газлифте газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам. Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом. В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтеносного пласта. Оба пласта вскрываются общим фильтром.

Внутригазовый газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта. Этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях.

Лекция

Трубы

Выделяются три основные группы труб: 1) Насосно-компрессорные трубы; 2) Обсадные и бурильные; 3) Трубы для нефтепромысловых коммуникаций.

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) служат для:

- подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа;

- подачи в скважину жидкости или газа;

- подвески в скважине оборудования.

НКТ изготавливаются по ГОСТ 633-80, предусматривающего изготовление гладких труб и муфт к ним, труб с высаженными наружу концами (В), гладких высокогерметичных (НКМ) и муфт к ним, а так же бузмуфтовых труб (НКБ) с высаженными наружу концами. Трубы с высаженными наружу концами имеют одинаковую прочность по основному телу и по резьбе (равнопрочные). У гладких НКТ резьба с конусностью 1:16, закругленная, с углом профиля α=. У труб НКМ и НКБ резьба так же коническая, но с трапецеидальным профилем. Резьба этих труб имеет гладкий конический поясок, создающий дополнительное уплотнение соединения.

НКМ и НКБ

1:16 (60

73 2tg=1:12

89

102

114

Øтруб	δ, м	Øмуфты	Масса 1км с муфтой,
27 (26,7) 33 (33,4) 42 (42,2) 48 (48,3) 60 (60,3) 73 (73) 89 (88,9) 102 (101,6) 114(114,3)	3 3,5 3,5 4,0 5,0 5,5-7,0 6,5-8,0 6,5 7,0	42,2 42,2 52,2 55,9 73 88,9 108 120,6 132,1	1,85 2,65 3,38 4,46 7,01 9,5-11,7 13,7 15,8 19,1

Д	К	Е	Л	М	Р
379	491	552	654	758	930

Внутренний диаметр НКТ проверяется шаблоном длиной 1250мм с наружным диаметром на 202,9 мм меньше номинального диаметра внутри трубы. Трубы изготавливаются из сталей следующей группы прочности:

Кроме того НКТ изготавливаются из алюминиевого сплава Д16-Т. Он имеет =330МПа,=110МПа. Удельная прочностьих значительно выше чем у стальных Д К Е, что позволяет спускать их на большую глубину или иметь больший коэффициент запаса прочности. НКТ из сплава Д16-Т обладают и большей коррозионной стойкостью в сероводородных средах, особенно при толстослойном анодировании.

Выпускаются размерами 60, 73, 89 с толщиной стенки 6-8мм. Наличие у НКТ резьбовых соединений через каждые 8-10м резко увеличивает трудоемкость работ при спуске и подъеме, поэтому заманчиво создание безмуфтовых гибких НКТ длиной 800-1200м. Такие трубы выпускаются с прокатного станка смотанными в бухту большого диаметра и монтируются на специальном агрегате (кайюбинг). На агрегате расположены: барабан с намотанными трубами, привод барабана и выпрямляющий узел над скважиной. Колонны труб сматываются с барабана, проходят через выпрямляющее устройство и выпрямленная спускается в скважину. Через такую колонну труб можно подавать жидкость в скважину для промывки песчаных пробок, спускать оборудование для ремонтных и эксплуатационных работ. К недостаткам относятся громоздкость оборудования для спуска и подъема труб, т.к. радиус изгиба труб на барабане иметь большой (R=1,5м) (сварка над устьем). В последнее время широко применяются НКТ, внутренняя поверхность которых покрыта стеклом, эпоксидной и полиамидной смолами, эмалями. Такие покрытия применяются для защиты от отложений парафина на трубах и защиты от коррозии внутренней поверхности труб, кроме того они снижают на 20-30% гидравлическое сопротивление. Покрытие стеклом обладает высокой теплостойкостью и достаточно прочно при небольших деформациях труб. Недостатки: 1) Образование микротрещин в стекле при покрытии им трубы. В результате образуются очаги коррозии и местного отложения парафина у трещин. 2) Разрушение стекла при деформации труб. Причиной этого служат различные модули упругости стекла (Поэтому при растяжении металла такому слою стекла передаются большие усилия, нарушающие его целостность. Чтобы этого избежать необходимо соблюдать условие

гдеP– допустимая нагрузка на трубы, определенная по условию сохранения прочности стекла:

- предел прочности стекла;

n–запас прочности (n=1,3-1,5)

- площади поперечного сечения слоя стекла и труб;

,- модули упругости стекла и материала труб.

Расчеты показывают, что при наиболее прочных марках стекла на трубы 73х5,5мм равны 200кН (20т). При спуске на НКТ ц/б насоса эта длина не должна превышать 1500-1700м (n=1,3-1,5).покрытие труб эпоксидными смолами так же хорошо защищает их от отложений парафина. Они эластичнее стекла и при деформации труб смола не трескается. Однако, температура её применения ограничена +.

В последние годы расширяется применение эмалированных труб. Они обладают высокой температуростойкостью, морозоустойчивостью и гладкой поверхностью. Для защиты НКТ от агрессивных сред трубы покрываются несколькими слоями эмали. Однако технология нанесения эмали относительно сложнее технологии покрытия стеклом и эпоксидными смолами. Общий недостаток покрытий – то, что место муфтового соединения остается незащищенным. В этом месте устанавливаются эластичные проставки, перекрывающие незащищенные места, или протекторные кольца, потенциал которых ниже, чем материал трубы и муфты.