Энгельсский технологический институт
(филиал)
федерального государственного бюджетного образовательного
учреждения высшего образования
«Саратовский государственный технический
университет имени Гагарина Ю.А.»
Контрольная работа
по дисциплине «Основы нефтегазового дела»
Эксплуатация нефтяных скважин с помощью электроцентробежных насосов.
студента группы ТМОБ-21(З)
Лазарева Д.О.
Шифр 221660
Энгельс – 2023 г.
Содержание
1. Введение………………………………………………………………….....2
2. Обоснование и критерии применимости установок
электроцентробежных насосов (УЭЦН)………………………………….3
3. Применяемое оборудование……………………………………………….4
4. Технология подготовки и эксплуатации УЭЦН………………………….8
5. Заключительный этап вывода скважины на режим…………………….12
6. Техника безопасности и охрана окружающей среды при эксплуатации
скважин УЭЦН……………………………………………………………14
7. Преимущества ЭЦН………………………………………………………15
8. Недостатки ЭЦН…………………………………………………………..15
9. Заключение………………………………………………………………..16
10.Список литературы……………………………………………………….17
1
Введение
В состав любой скважины входят два типа машин: машины - орудия
(насосы) и машины - двигатели (турбины).
Насосами в широком смысле называют машины для сообщения энергии
рабочей среде. В зависимости от рода рабочего тела, различают насосы для
капельных жидкостей (насосы в узком смысле) и насосы для газов (газодувки
и компрессоры). В газодувках происходит незначительное изменение
статического давления, и изменением плотности среды можно пренебречь. В
компрессорах при значительных изменениях статического давления
проявляется сжимаемость среды.
Остановимся подробнее на насосах в узком смысле этого слова -насосах
для жидкости. Преобразуя механическую энергию приводного двигателя в
механическую энергию движущейся жидкости, насосы поднимают жидкость
на определенную высоту, подают ее на необходимое расстояние в
горизонтальной плоскости или заставляют циркулировать в какой-либо
замкнутой системе. По принципу действия насосы подразделяют на
динамические
и
объемные.
В динамических насосах жидкость движется под силовым воздействием в
камере постоянного объема, сообщающейся с подводящими и отводящими
устройствами.
В объемных насосах движение жидкости происходит путем всасывания и
вытеснения жидкости за счет циклического изменения объема в рабочих
полостях при движении поршней, диафрагм, пластин.
Основными элементами центробежного насоса являются рабочее колесо
(РК) и отвод. Задачей РК является повышение кинетической и потенциальной
энергии потока жидкости за счет его разгона в лопаточном аппарате колеса
центробежного насоса и повышения давления. Основной функцией отвода
являются отбор жидкости от рабочего колеса, снижение скорости потока
жидкости с одновременным превращением кинетической энергии в
потенциальную (повышение давления), передача потока жидкости к
следующему рабочему колесу или в нагнетательный патрубок.
Из-за малых габаритных размеров в установках центробежных насосов для
добычи нефти отводы всегда выполняются в виде лопаточных направляющих
аппаратов (НА). Конструкция РК и НА, а также характеристика насоса зависит
от планируемой подачи и напора ступени. В свою очередь подача и напор
ступени зависят от безразмерных коэффициентов: коэффициент напора,
коэффициент подачи, коэффициент быстроходности (используется наиболее
часто).
В зависимости от коэффициента быстроходности меняются конструкция и
геометрические параметры рабочего колеса и направляющего аппарата, а
также
характеристика самого
насоса.
Для тихоходных центробежных насосов (малые значения коэффициента
быстроходности - до 60-90) характерным является монотонно снижающаяся
линия напорной характеристики и постоянно увеличивающаяся мощность
2
насоса при увеличении подачи. При увеличении коэффициента
быстроходности
(диагональные
рабочие
колеса,
коэффициент
быстроходности составляет более 250-300) характеристика насоса теряет свою
монотонность и получает провалы и горбы (линии напора и мощности). Из-за
этого для быстроходных центробежных насосов обычно не применяется
регулирование подачи с помощью дросселирования (установки штуцера).
Обоснование и критерии применимости установок
электроцентробежных насосов (УЭЦН)
Установки электроцентробежных насосов предназначены для откачки из
нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости,
содержащей нефть, воду и газ, и механические примеси. В зависимости от
количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости,
насосы установок имеют исполнение обычное и повышенной корозионноизносостойкости.
Установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), как правило,
применяются на высокодебитных скважинах, обеспечивая наибольший КПД
среди
всех
механизированных
способов
добычи
нефти
При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация
мехпримесей превышает допустимую 0,1 происходит засорение насосов,
интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация,
попадание воды в ПЭД по торцевым уплотнениям, происходит перегрев
двигателя,
что
приводит
к
отказу
работы
УЭЦН.
Установка погружного электроцентробежного насоса для добычи нефти
(УЭЦН) состоит из погружного насосного агрегата (электродвигатель с
гидрозащитой, насос), кабельной линии, колонны НКТ, оборудования устья
скважины и наземного оборудования: трансформатора и станции управления
или
комплектного
устройства.
Расшифровка условных обозначений установок приведена на примере
У2ЭЦНИ6-350-1100. Здесь: У - установка; 2 (1) - номер модификации; Э - с
приводом от погружного электродвигателя; Ц - центробежный; Н - насос; И повышенной износостойкости (К - повышенной коррозионной стойкости); 6
(5; 5А) - группа установки; 350 - подача насоса в оптимальном режиме по воде
в м3/сут; 1100 - напор, развиваемый насосом в метрах водяного столба
Критерий применимости УЭЦН:
1. Промышленностью выпускаются насосы для отбора жидкости 1000м3 в
сутки при напоре 900м
2. Содержание сероводорода в добываемой продукции- до 0,01
3. Минимальное содержание попутной воды до 99%
3
4. Содержание механических примесей до 0,5
5. Содержание свободного газа не более 25%
Применяемое оборудование
На Линейном месторождении ведется механизированный способ добычи
нефти с помощью насосов УЭЦН.
УЭЦН - установка электроцентробежного насоса, наиболее широко
распространенный в России аппарат механизированной добычи нефти в
английском варианте - ESP (electric submersible pump). По количеству
скважин, в которых работают такие насосы, они уступают установкам ШГН,
но зато по объемам добычи нефти, которая добывается с их помощью, УЭЦН
вне конкуренции. С помощью УЭЦН добывается порядка 80% всей нефти в
России.
В общем и целом УЭЦН - обычный насосный агрегат, только тонкий и
длинный. И умеет работать в среде отличающейся своей агрессивностью к
присутствующим в ней механизмам. Состоит он из погружного насосного
агрегата (электродвигатель с гидрозащитой + насос), кабельной линии,
колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования
(трансформатора и станции управления).
Условия работы УЭЦН:
Максимальное содержание попутной воды - 99%
Водородный показатель попутной воды - 5,0-8,5 рН
Плотность жидкости - 700-1400 кг/м3
Максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой
обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД - 1 мм2/сек.
Максимальная массовая концентрация твердых частиц для насосов
- обычного исполнения - 0,1 г/л
- коррозионностойкого исполнения (К) - 0,5 г/л
- коррозионноизносостойкого исполнения (КИ) - 1,0 г/л
Максимальное содержание свободного газа па приеме насоса - 25 %
Максимальная концентрация сероводорода (H2S) для насосов:
- обычного исполнения - 0,01 г/л
4
- коррозионностойкого (К) и коррозионноизносостойкого (КИ) исполнений 1,25 г/л
Максимальная температура откачиваемой жидкости - 150 °С
Максимальное гидростатическое давление в зоне подвески установки - 250
кгс/см2.
ЭЦН (электроцентробежный насос) - ключевой элемент установки,
который собственно и осуществляет подъем жидкости из скважины на
поверхность. Состоит он из секций, которые в свою очередь состоят из
ступеней (направляющих аппаратов) и большого числа рабочих колес
собранных на валу и заключенных в стальной корпус (трубу). Основные
характеристики ЭЦН - это дебит и напор, поэтому в названии каждого насоса
присутствуют эти параметры. Например, ЭЦН-60-1200 перекачивает 60 м3
/сут жидкости с напором 1200 метров.
ПЭД (погружной электродвигатель) - второй по важности элемент.
Представляет собой асинхронный электродвигатель,
заполненный
специальным маслом. В большинстве случаев это двигатель специальной
конструкции и представляет собой асинхронный двухполюсный двигатель
переменного тока с короткозамкнутым ротором. Двигатель заполнен
маловязким маслом, которое выполняет функцию смазки подшипников ротора
и отвода тепла к стенкам корпуса двигателя, омываемого потоком скважиннои
продукции. ПЭД являются приводом ЭЦН, преобразующим электрическую
энергию, которая подается по кабелю сверху в зону подвески установки, в
механическую энергию вращения насосов.
Протектор (или гидрозащита) - элемент, расположенный между
электродвигателем и насосом. Отделяет электродвигатель, заполненный
маслом от насоса заполненного пластовой жидкостью и при этом передает
вращение от двигателя к насосу.
Нижний конец вала соединяется с валом (ротором) электродвигателя,
верхний конец - с валом насоса при монтаже на скважине. Гидрозащита
выполняет следующие функции
• уравнивает давление во внутренней полости двигателя с давлением
пластовой жидкости в скважине;
• компенсирует тепловое изменение объема масла во внутренней полости
двигателя (излишки масла через клапаны выбрасываются в затрубное
пространство скважины);
• защищает внутреннюю полость двигателя от попадания пластовой жидкости
и утечки масла (роль сальника)
• передает вращающий момент валу центробежного насоса.НКТ -Насоснокомпрессорные трубы.
5
Насосно- компрессорные трубы НКТ применяется при эксплуатации и
ремонте нефтяных и газовых скважин, а также скважин другого назначения.
Условный наружный диаметр НКТ труб: 60; 73; 89; 114 мм
Наружный диаметр: 60,3; 73,0; 88,9; 114,3 мм
Толщина стенки: 5,0; 5,5; 6,5; 7,0 мм
Группы прочности: Д, К, Е
Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб обеспечивают:
-проходимость колонн в стволах скважин сложного профиля, в том числе в
интервалах интенсивного искривления;
-достаточную прочность на все виды нагрузок и необходимую герметичность
соединений колонн труб;
-требуемую износостойкость и ремонтопригодность.
Насосно-компрессорные трубы соединяются между собой при помощи
муфтовых
резьбовых
соединений.
Насосно-компрессорные
трубы
производятся по ГОСТ 633-80 и техническим условиям. По точности и
качеству изготовляются в двух исполнениях А и Б.
Насосно-компрессорные трубы применяются в процессе эксплуатации
нефтяных и газовых скважин для транспортировки жидкостей и газов внутри
обсадных колонн, а также для ремонтных и спуско-подъемных работ.
Кабель, с помощью которого к погружному электродвигателю подводится
электроэнергия. Кабель бронированный. На поверхности и до глубины спуска
насоса он круглого сечения (КРБК), а на участке погружного агрегата вдоль
насоса и гидрозащиты - плоский (КПБК).
Дополнительное оборудование:
Газосепаратор - Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки
входного модуля насоса свыше 25 % (до 55 %) по объему свободного газа, к
насосу подсоединяется модуль насосный - газосепаратор.
Электроцентробежные погружные насосы имеют значительные
преимущества перед глубинными штанговыми насосами
Простота наземного оборудования;
Возможность отбора жидкости из скважин до 15000 м3/сут;
Возможность использовать их на скважинах с глубиной более 3000
метров;
6
Высокий (от 500 суток до 2-3 лет и более) межремонтный период
работы ЭЦН;
Возможность проведения исследований в скважинах без подъема
насосного оборудования;
Менее трудоемкие методы удаления парафина со стенок насоснокомпрессорных труб.
Электроцентробежные погружные насосы могут применяться в глубоких и
наклонных нефтяных скважинах (и даже в горизонтальных), в сильно
обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой
минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов.
Кроме того, разработаны и выпускаются электроцентробежные насосы для
одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов в одной
скважине со 146 мм и 168 мм обсадными колоннами. Иногда
электроцентробежные
насосы
применяются
также
для
закачки
минерализованной пластовой воды в нефтяной пласт с целью поддержания
пластового давления.
Наземное оборудование УЭЦН.
К наземному оборудованию относится: электрооборудование установки и
устьевое оборудование скважины (станция управления, автотрансформатор, и
устьевая арматура).
Электрооборудование, в зависимости от схемы токоподвода, включает в
себя либо комплектную трансформаторную подстанцию для погружных
насосов (КТППН), либо трансформаторную подстанцию (ТП), станцию
управления и трансформатор. Электроэнергия от трансформатора (или от
КТППН) к погружному электродвигателю подается по кабельной линии,
которая состоит из наземного питающего кабеля и основного кабеля с
удлинителем.
Станция управления
При помощи станции управления осуществляют ручное управление
двигателем, автоматическое отключение агрегата при прекращении подачи
жидкости, нулевую защиту, защиту от перегрузки и отключения агрегата при
коротких замыканиях. Во время работы агрегата центробежный ток насос
всасывает жидкость через фильтр, установленный на приеме насоса и
нагнетает ее по насосам трубам на поверхность. В зависимости от напора, т.е.
высоты подъема жидкости, применяют насосы с различным числом ступеней.
Над насосом устанавливают обратный и сливной клапан. Обратный клапан
используется для поддерживания в НКТ, что облегчает пуск двигателя и
контроль его работы после пуска. Во время работы обратный клапан
находится в открытом положении под действием давления снизу. Сливной
7
клапан устанавливают над обратным, и используется для слива жидкости из
НКТ подъеме их на поверхность.
Автотрансформатор
Трансформатор (автотрансформатор) используют для повышения
напряжения тока от 380 (промысловая сеть) до 400-2000 В.
У трансформаторов предусмотрено масляное охлаждение. Они
предназначены для работы на открытом воздухе. На высокой стороне обмоток
трансформаторов выполняется по пятьдесят ответвлений для подачи
оптимального напряжения на электродвигатель в зависимости от длины
кабеля, загрузки электродвигателя и напряжения сети.
Устьевая арматура
Устьевая арматура предназначена для отвода продукции из скважины в
выкидную линию и герметизации межтрубного пространства.
Устьевая арматура скважины, подготовленной к запуску УЭЦН,
оборудуется манометрами, обратным клапаном на линии, соединяющей
затрубное пространство с выкидом, штуцерной камерой {при
технологической целесообразности) и патрубком для исследования.
Ответственность за выполнение этого пункта несёт ЦДНГ.
Устьевая арматура скважины, кроме функций выполняемых при всех
способах добычи должна обеспечить герметичность перемещающегося в ней
возвратно-поступательно полированного штока. Последний является
механической связью между колонной штанг и головкой балансира СК.
Устьевая арматура скважины, манифольды и выкидные линии, имеющие
сложную конфигурацию, усложняют гидродинамику потока. Находящееся на
поверхности прискважинное оборудование сравнительно доступно и
относительно просто очищается от отложений, в основном, термическими
методами.
Устьевая арматура скважин, через которые осуществляется закачка воды в
пласт, подвергается гидравлическому испытанию в порядке, установленном
для фонтанной арматуры.
Технология подготовки и эксплуатации УЭЦН
При планировании эксплуатации УЭЦН от ЧРП (на повышенной частоте
питающего напряжения) или увеличении мощности ЭЦН технологическая
служба ЦДНГ не менее чем за сутки до производства монтажа УЭЦН
производит расчет предполагаемой мощности ПЭД и максимальной частоте,
на которой планируется работа УЭЦН и передает данные в службу главного
энергетика, служба главного энергетика организует, при необходимости,
замену автоматического выключателя на требуемый, замену КТПН или
8
трансформатора. Настройка защит и установок в СУ (ЧРП, ЧПС),
производится персоналом обслуживающим СУ (ЧРП, ЧПС).
В состав комплексной группы по запуску УЭЦН входят:
· оператор по добыче нефти и газа или оператор по исследованию;
· электромонтер с группой допуска по электробезопасности не ниже 4;
· мастер бригады ТКРС (ИТР подрядчика,бурильщик, старший оператор).
До производства монтажа электромонтер должен УЭЦН, по заявке
ЦДНГ:
1. Проверить готовность наземного электрооборудования (КТПН), на
соответствие установленного в КТПН автоматического выключателя и
трансформатора -- мощности ПЭД монтируемой установки (при
необходимости произвести замену данного оборудования)
2. Обеспечить подачу напряжения от КТПН на питающий СУ кабель с
правильным чередованием фаз.
3. Обеспечить отключение автоматического выключателя в КТПН для
изменения фазировки в СУ ЭЦН правильного чередования фаз.
Обязанности мастера бригады ТКРС (бурильщик, старший оператор):
- После окончания спуска необходимо определить сопротивление изоляции
УЭЦН (не менее 1 МОм) до и после герметизации сальникового ввода.
Свободный конец брони кабеля закрепить на колонном фланце устьевой
арматуры, под нижнюю гайку, проложить кабель от устья до клеммной
коробки, не допуская при этом его перекрутов, и изгибов радиусом менее
380мм;
- Выполнить опрессовку всей подвески лифта НКТ (при наличии обратного
клапана) на герметичность с помощью ЦА-320, подписать АКТ с
представителем заказчика;
- Выполнить опрессовку АФК путем открытия линейной задвижки при
наличии пропусков
устранить;
-Заполнить
разделы
«подготовка
скважины»
и
«спуск
установки» эксплуатационного
паспорта;
- Демонтировать элементы рабочей площадки и оборудования ТКРС,
препятствующие свободному доступу для запуска скважины. Обеспечить
безопасные условия работы персонала ЦДНГ и ЭПУ-сервис согласно ПБ 08624-03 утв. постановлением Госгортехнадзора РФ 05.06.03 г. №56,
зарегистрированных в Минюсте РФ № 4812 и Технических условий на ведение
монтажных работ при текущем, капитальном ремонте и освоении скважин
9
после бурения и Условий безопасности работ при текущем, капитальном
ремонте и освоении скважин после;
- Произвести уборку замазученности территории скважины;
- Участвовать в запуске УЭЦН. При необходимости немедленно устранить
недостатки, выявленные в ходе запуска УЭЦН (пропуски по фланцевым
соединениям, некомплектность крепежа ФА и т.д.).
Примечание
Статический и динамический уровень в скважине определяется с помощью
уровнемера (эхолота). При отсутствии давления в кольцевом пространстве
скважины необходимо использовать эхолот с устройством генерации
акустических импульсов (УГАС, ГАИ).
Вывод на режим
Основная задача состоит в недопущении перегрева ПЭД, кабельной линии
и обеспечении отключения УЭЦН при содержании свободного газа на приеме
насоса более 25%. Минимальное погружение УЭЦН для обеспечения данного
требования по содержанию свободного газа на приеме насоса, необходимо
определять при помощи специализированных программ для подбора УЭЦН в
зависимости
от
газового
фактора,
давления
насыщения
и
обводненности перекачиваемого флюида.
В процессе пускового режима и вывода на режим необходимо следить за
показаниями амперметра и вольтметра до наступления установившегося
режима работы ПЭД (Iх.х.Iраб.Iном.), обеспечить постоянный замер дебита в
АГЗУ, регистрацию объема отобранной из скважины продукции.
В случае срабатывания защиты ЗП, ЗСП, ПКИ после запуска УЭЦН
разрешается произвести не более двух включений с интервалом времени 1015 минут.
Проверить визуально наличие подачи на устье скважины (путем открытия
пробоотборного вентиля), а также прохождение скважинной жидкости до
АГЗУ. Время появления подачи в зависимости от статического уровня, типа
УЭЦН и диаметра НКТ.
Косвенным показателем нормальной работы УЭЦН служит скорость
снижения динамического уровня в скважине (при условии, что пласт не
работает, газа нет). Расчетные данные по скорости снижения динамического
уровня, в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, диаметра НКТ
и типа УЭЦН.
В случае если подача не появилась, динамический уровень снижается на
меньшую чем указано в таблице величину, а признаки работы пласта
отсутствуют, то дальнейшие работы по этой скважине производить только под
руководством технолога ЦДНГ;
После остановки УЭЦН для охлаждения ПЭД допускается запуск с любого
статического уровня при условии, что сток жидкости из НКТ (при
10
негерметичном обратном клапане) прекратился;
В процессе вывода на режим необходимо осуществлять постоянный
контроль следующих параметров:
изменение уровня жидкости в скважине;
дебит;
буферное, линейное и затрубное давление;
рабочий ток;
первичное напряжение (напряжение с КТППН);
сопротивление изоляции системы «кабель-ПЭД».
притока жидкости из пласта.
Все параметры необходимо заносить в карту вывода скважины. После
каждого замера рабочих параметров необходимо производить расчет притока
жидкости из пласта до установления безопасного (минимально достаточного
для охлаждения ПЭД) притока. Вывод скважин на режим без контроля, а также
отсутствие или не заполнение карты вывода на режим, является нарушением
технологии вывода на режим.
После откачки и визуального определения отсутствия в продукции
скважины жидкости глушения произвести отбор пробы на КВЧ. Отбор проб
на КВЧ при выводе на режим должен производится по скважинам:
после ГРП (с давностью гидроразрыва менее 1 года);
с выносом механических примесей (по результатам исследований проб
при эксплуатации скважины или по результатам разборов на Дне
Качества);
на УЭЦН с подконтрольной эксплуатацией и экспериментальных
установках;
после капитального ремонта (перестрел, переход на другой пласт и т.д.);
выводимых из бездействия;
после проведения работ связанных с обработкой призабойной зоны
(промывка гидрожелонкой, перо-воронкой и т.д.).
11
Для обеспечения стабильной и долговременной работы УЭЦН на скважине,
содержание механических примесей в перекачиваемой жидкости не должно
превышать:
Для УЭЦН в износостойком исполнении - 500 мг/л;
Для УЭЦН в обычном исполнении - 100 мг/л.
При отсутствии достаточного притока из пласта для данного типоразмера
ПЭД в скважине необходимо производить остановку УЭЦН на охлаждение, на
время не менее чем на 1 час 00 минут.
Периодичность контроля для скважин, пласт которых еще не заработал, в
зависимости от типоразмера двигателя производиться не менее двух раз за
время «откачки», согласно таблицы №6 ( непосредственно после запуска и
перед остановкой УЭЦН с учетом максимально допустимого содержания
свободного газа на приеме насоса, с обязательным замеров всех контрольных
параметров и определением притока). После остановки УЭЦН контроль над
восстановлением динамического уровня достаточно произвести один раз,
непосредственно перед запуском УЭЦН.
При появлении притока, достаточного для охлаждения ПЭД, необходимо
перевести работу УЭЦН из периодического (циклического) режима в режим
постоянной откачки жидкости;
Перевод с периодической работы на постоянную, осуществляет
электромонтер по заявке ЦДНГ, одновременно с перенастройкой защит СУ
УЭЦН при необходимости;
Периодичность контроля над параметрами работы УЭЦН после появления
притока достаточного для охлаждения ПЭД и перехода на постоянную
откачку жидкости, производить не менее 3-х раз в смену до окончания вывода
УЭЦН на режим;
В случае отсутствия притока из пласта запрещается ограничивать (штуцер,
задвижка) подачу насоса при первых циклах отбора жидкости глушения, т.к.
при этом насос длительное время отбирает жидкость из затрубья, что приводит
к перегреву ПЭД вследствие недостаточного охлаждения;
Ответственность за заполнение карты вывода скважины на режим несет
лицо, осуществляющее непосредственное выполнение работ на скважине.
Контроль над правильностью и своевременностью заполнения карты вывода
на режим возлагается на технолога ЦДНГ;
Ответственность за своевременность и качество вывода скважины на
режим возлагается на технолога ЦДНГ.
Заключительный этап вывода скважины на режим.
Скважина считается вышедшей на режим работы, если ее дебит
соответствует рабочей характеристике насоса, динамический уровень
12
установился на постоянной отметке и объем жидкости отобранный из
скважины равен двум объемам ее обсадной колонны, но не менее 2-х объемов
использованной при ремонте жидкости глушения. Если в процессе вывода
скважины на режим не удалось добиться расчётного притока из пласта,
необходимого для стабильной работы УЭЦН, то проводятся работы по
ограничению производительности УЭЦН. Ограничение производительности
УЭЦН осуществляется следующими способами:
Использование станций управления с частотно-регулируемыми
приводами (понижение промышленной частоты тока). При этом
минимально допустимый дебит, обеспечивающий охлаждение
ПЭД, напор УЭЦН должен быть достаточным для подъема жидкости на
поверхность;
Использование штуцера на выкидном манифольде ФА. При
использовании схемы штуцирования следует помнить, что ограничение
отбора приводит к снижению К.П.Д. установки, то есть к
дополнительному нагреву УЭЦН. Минимально допустимый дебит,
обеспечивающий охлаждение ПЭД, не должен выходить за пределы.
Если штуцированием и с помощью частотного регулирования не удаётся
добиться стабильного режима работы системы «скважина-УЭЦН», то
следует переходить на работу в режим автоматического повторного
включения. Работа УЭЦН в режиме автоматического повторного
включения
должна
производиться
только
по
программе
«работа/отстой», (с обязательно включенным режимом ЗСП на случай
сбоя программы или ухудшения коллекторских свойств пласта). Работа
УЭЦН в режиме автоматического повторного включения по срыву
подачи не допускается. При определении программы периодической
работы УЭЦН необходимо учитывать следующие критерии:
- режим работы УЭЦН должен обеспечить максимальную депрессию на пласт
на протяжении времени его работы;
- время охлаждения УЭЦН между циклами откачки должно быть не менее 2
часов;
- время работы УЭЦН при настройке программной ячейки СУ не должно
допускать остановки по срыву подачи (срабатывание защиты ЗСП).
Решение о дальнейшей эксплуатации УЭЦН, не вышедших на режимную
работу, принимается технологом ЦДНГ по согласованию с отделом добычи.
По окончании вывода скважины на режим оператор ДНГ передаёт в
технологическую службу ЦДНГ заполненный эксплуатационный паспорт и
карту вывода, которые хранятся в архиве ЦДНГ до отказа УЭЦН и передачи
её в ремонт.
13
Техника безопасности и охрана окружающей среды при эксплуатации
скважин УЭЦН
Основные положения техники безопасности при эксплуатации скважин
электроцентробежными насосными установками - ограждение движущихся
частей станка - качалки и правильное выполнение требований при ремонте. С
внедрением однотрубной системы сбора и транспорта продукции нефтяных
скважин серьёзные требования предъявляются к оборудованию устья
скважины. При сравнительно высоких устьевых давлениях (2,0 МПа и выше)
оборудование должно иметь достаточный запас прочности. Необходимо
эксплуатировать только стандартное оборудование устья скважины,
опробованное и принятое к серийному производству, в частности, устьевые
сальники с самоустанавливающейся головкой типа СУС1-73-25, рассчитанное
на рабочее давление 2,5 МПа, и СУС2-73-40 на давление 4,0МПа.
При монтаже и эксплуатации станков - качалок предъявляются следующие
основные требования техники безопасности:
Станок - качалку необходимо монтировать под руководством
опытного бригадира или мастера при помощи монтажных
приспособлений или крана.
Все движущиеся части станка должны быть ограждены.
При нижнем положении головки балансира расстояние между
траверсной подвески сальникового штока и устьевым сальником
должно быть не менее 20см.
Запрещается поворачивать шкив редуктора вручную и тормозить его,
подкладывая трубу, лом и др. предметы.
Запрещается снимать клиновидный ремень при помощи рычагов:
устанавливать и снимать ремень необходимо путем передвижения
электродвигателя.
Работы, связанные с осмотром или заменой отдельных частей станка,
необходимо выполнять при остановке станка.
Перед пуском станка - качалки следует убедиться, что станок не на
тормозе, ограждения установлены и закреплены, а в опасной зоне нет
посторонних лиц.
До начала ремонтных работ на установке привод должен быть
отключен, а на пусковом устройстве укреплен плакат «Не включать
работают люди». На скважинах с автоматическим и дистанционным
14
управлением у пускового устройства должен быть укреплен щит с
надписью «Внимание! Пуск автоматический».
При обслуживании электропривода персонал должен работать в
диэлектрических перчатках. электроцентробежная насосная установка перед
пуском в эксплуатацию должна иметь заземление. В качестве заземлителя
электрооборудования необходимо использовать кондуктор скважины,
который должен быть связан с рамой станка двумя заземляющими
проводниками (сечение каждого 50), приваренными в разных точках
кондуктора и рамы, доступных для осмотра. Заземляющим проводником
может быть круглая, плоская, угловая и другого профиля сталь, кроме каната.
Для защиты от поражения электрическим током при обслуживании станка качалки применяют изолирующие подставки.
Преимущества ЭЦН
Вследствие минимальных требований к оборудованию на устье, ЭЦНы
могут пользоваться спросом для применений на площадках с ограниченными
рабочими площадями, как например на морских установках, если затраты на
подъем не являются ограничивающим фактором. Они также используются на
промыслах, где нет доступного газа для систем газлифта. ЭЦНы являются
одним из наиболее высокообъемных методов механизированной
эксплуатации. ЭЦНы имеют преимущество над другими высокообъемными
методами, так как они могут создавать более высокую депрессию на пласт и
повысить его продуктивность в тех случаях, когда возможно решение проблем
с помехой от газа и выноса песка. Диаметр обсадной колонны также не
является важным для обеспечения возможности откачки таких больших
объемов.
По мере роста объемов заводнения, традиционным становится откачка
нескольких тысяч баррелей жидкости в сутки в процессе улучшения
эффективности пластового вытеснения. Данная система легко может быть
автоматизирована и может проводить откачку периодически или постоянно,
но постоянная откачка является предпочтительной для увеличения срока
службы. Для неглубоких скважин капитальные затраты являются
относительно невысокими.
Недостатки ЭЦН
Существует несколько недостатков ЭЦН. Основной проблемой является
ограниченный срок службы. Насос как таковой относится к
высокоскоростному центробежному типу, который может быть поврежден
абразивными материалами, твердой фазой или обломками. Формирование
окалины или минерального осадка может помешать работе электрического
15
центробежного насоса. Экономическая эффективность ЭЦН в большой мере
зависит от стоимости электроэнергии. Это является особенно критичным в
отдаленных регионах. Система не обладает широкой эксплуатационной
гибкостью. Все основные компоненты находятся в призабойной зоне
скважины, поэтому, когда возникает проблема или требуется замена какоголибо компонента, приходится извлекать всю систему целиком.
Если присутствует высокий процент газа, принимаются меры для его
отделения и возврата назад в обсадную колонну до того как он попадет в насос.
Засасывание больших объемов свободного газа может вызвать неустойчивую
работу и привести к механическому износу и возможному перегреву. На
морских установках, где по правилам требуется применение пакера, весь газ
откачивается с жидкостью. В этих особых условиях применяются
специальные насосы, в которых возможно создание первичного напора на
приеме насоса.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В условиях перехода крупных промышленных предприятий и народного
хозяйства страны к рыночному типу экономических отношений, постоянного
увеличения стоимости производственных мощностей, электроэнергии,
перевозок, рабочей силы, вопросы правильного подбора глубинно-насосного
оборудования для нефтедобывающих скважин и расчета оптимальных
условий его эксплуатации, продлевающие межремонтные периоды работы
установок, становятся все более актуальными и жизненно важными в
деятельности нефтедобывающих предприятий.
Очевидно, что фонд скважин, оборудованных УЭЦН требует особого
внимания и контроля. В данной проделанной работе рассмотрены
технологические процессы работы скважины с применением УЭЦН,
преимущества и недостатки .
За последние 15 лет доля нефти, извлеченной на поверхность погружными
центробежными насосами (ЭЦН), возросла с 30 до более 70% от общей
добычи нефти в стране. Эта тенденция, по всей видимости, сохранится и в
будущем. Однако на многих месторождениях работа серийных установок
ЭЦН сталкивается с большими трудностями. Главным приоритетом работ
является повышение качества функционирования комплекса погружного
оборудования.
16
Список литературы:
1. Агапов С.Ю. «Скважинные насосные установки для добычи нефти» - Уфа:
УГНТУ, 2002
2. Гиматудинова Ш.К., Андриасов Р.С., Мищенко И.Т., Петров А.И. и др.
«Добыча нефти и газа». М.Недра,1983.
3. Дунаев В.Ф. «Экономика предприятий нефтяной и газовой
промышленности», М., Недра, 2004.
4. Положения и организация охраны в нефтяной промышленности. 1992
5. Снарев А.И. «Расчеты машин и оборудования для добычи нефти и газа»
М.,Недра,2010.
6. Шуров В.А. «Техника и технология добычи нефти» М.Недра,1983.
7. Юрчук А.М., Истомин А.З. «Расчеты в добыче нефти» М.Недра, 1979.
17
