Основные причины выхода из строя УЭЦН и методы борьбы с ними.

Влияние газа:

Борьба – 1) изменение глубины погружения насоса под динамический уровень; 2) установка газосепараторов на приеме насоса; 3) установка диспергаторов (для размельчения больших пузырьков газа и равномерного их распределения по потоку); 4) установка газовых якорей.

Отложение АСПО и солей:

Борьба – 1) скребкование; 2) применение химреагентов; 3) трубы с внутренним покрытием; 4) применение греющих кабелей.

Негерметичность НКТ:

Для предотвращения негерметичности НКТ необходимо производить опрессовку лифта после подземного ремонта и не допускать развития коррозии путем применения ингибиторов и своевременным проведением ремонта.

Замерзание обратного клапана.

Мехповреждения кабеля, брак кабеля.

Основные факторы осложняющие работу скважин оборудованных УЭЦН являются АСПО, отложения солей, наличие в продукции скважин механических примесей, кривизны ствола скважин, высокая вязкость продукции, образование стойких водонефтяных эмульсий, а в ряде случаев коррозионная активной среды.

Наиболее серьезные осложнения и отказы оборудования возникают в связи с отложением парафина, солей на забое скважин, в подъемных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т.д.

Отложение парафина и солей на рабочих органах установки, на стенки подъемных труб, арматуры и трубопроводов уменьшают (а некоторых случаях полностью прекрывают) проходное сечение, создавая дополнительные сопротивление движению продукции, как следствие этого, дебит жидкости уменьшается вплоть до полного прекращения подачи установки. К тому же значительное снижение производительности может привести к перегреву ПЭД и преждевременному выходу его из строя.

В результате отложения парафина и солей в ПЗ скважинах происходит снижение проницаемости ПЗП и как следствие, падения дебита скважины.

Наличие в откачиваемой продукции механических примесей, кривизна ствола скважин обуславливают увеличение интенсивности износа рабочих органов и опор насоса, увеличение уровня вибраций погруженного агрегата, снижение срока службы УЭЦН, а в ряде случаев наряду с коррозией могут послужить причиной аварий связанных с падением оборудования на забой скважин.

Повышенная вязкость продукции, образование стойких, высоковязких водонефтяных эмульсий снижает производительность и КПД ЦБН и наряду с ростом энергозатрат на подъем продукции из скважин может послужить причиной перегрева ПЭДа и преждевременному выходу из строя УЭЦН.

На интенсивность дюрмирования АСПО в значительной степени влияет дебит и обводненность скважин.

3. Схема расположения оборудования на наземном вертикальном цилиндрическом резервуаре

Оборудование резервуаров должно обеспечивать правильную и безопасную эксплуатацию резервуаров: 1) наполнение и опорожнение резервуаров; 2) замер уровня нефти; 3) отбор проб нефти; 4) зачистку и ремонт резервуаров; 5) отстой нефти и удаление под­товарной воды; 6) поддержание давления и резервуаре в безопасных пределах.

Рис. 95. Расположение оборудования на наземном стальном резервуаре:

1 — световой люк; 2 — гидравлический предохранительный клапан; 3 — огневой предохранитель; 4 — дыхательный клапан; 5 — замерный люк; 6 — уровнемер; 7 — люк-лаз; 8 — хлопушка; 9 — приемно-раздаточные патрубки; 10 — перепускное устройство; 11— управление хлопушкой; 12 —лебедка; 13 — подъемная труба; 14 — шарнир подъемной трубы; 15 —роликовый блок.

Люк-лаз 7предназначен для проникновения людей внутрь резервуара при ремонте и очистке его от грязи, а также для освещения и про­ветривания резервуара при проведении этих работ.

Замерный люк 5, который служит для замера в резервуаре уровня нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником. Замерный люк устанавливают на патрубке, вваренном вертикально в крышу резервуара. Крышка замерного люка герметично соединяется с корпусом прокладкой и нажимным откидным болтом. Внутри замерного люка расположена направляющая колодка, по которой в резервуар спускают замерную ленту с лотом. Колодку изготовляют из меди или алюминия, чтобы предотвратить искрообразование.

Световой люк 1 устанавливают на крыше резервуара над приемо-раздаточным патрубком. При открытой крышке через него внутрь резервуара проникает свет и проветривается резервуар перед зачисткой или ремонтом.

Приемо-раздаточные патрубки 9 предназначены для присоединения приемных или раздаточных трубопроводов, они размещены снаружи резервуаров, а хлопушка 8 и шарнир 14 подъемной трубы 13—внутри резервуара. Диаметры приемо-раздаточных патрубков определяются заданной производительностью перекачиваемой нефти и колеблются в пределах 150—700 мм. При выборе диаметра приемо-раздаточного патрубка исходят из скоростей движения жидкости в трубопроводах, принимаемых в пределах 0, 5—2, 5 м/с.

Хлопушки 8 устанавливают для предотвращения утечек нефти из резервуаров при неисправности задвижек или аварийном состоянии трубопровода. Хлопушки могут быть управляемые и неуправляемые. При наполнении резервуара струя нефти силой давления приподнимает крышку хлопушки, а при остановке перекачки нефти крышка хлопушки под действием собственного веса опускается, закрывая трубу. При откачке нефти из резервуара крышка хлопушки открывается принудительно специальным устройством, состоящим из вращающегося барабана с наматы­вающимся на него тросом.

Перепускное устройство 10 служит для выравнивания давления нефти с обеих сторон крышки хлопушки. Его устанавливают на всех резервуарах высотой более б м.

Подъемную трубу монтируют внутри резервуара; предназначена она для отбора нефти с требуемой высоты.

БИЛЕТ 24