Расчет и подбор оборудования уэцн. Подбор оптимального режима скважин эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Характеристика оборудования при эксплуатации скважин УЭЦН

скважина бурение электроцентробежный насос

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 корозионно-износостойкости.

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 м 3 /сут; 1100 - напор, развиваемый насосом в метрах водяного столба.

Установки УЭЦНК могут добывать пластовую жидкость с содержанием сероводорода до 1,25г/л, а обычного исполнения - с содержанием сероводорода не более 0,01г/л. Установки УЭЦНИ могут работать со средой, где содержание механических примесей достигает 0,5г/л. Установки обычного исполнения - при содержании механических примесей менее 0,1г/л.

Установки группы 5 предназначены для эксплуатации скважин с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7мм, группы 5А - 130,0мм, группы 6 - 144,3мм, а установки УЭЦН6-500-1100 и УЭЦН6-700-800 - с диаметром не менее 148,3мм.

Критерий применимости УЭЦН:

1 Промышленностью выпускаются насосы для отбора жидкости 1000м3 в сутки при напоре 900м

3 Минимальное содержание попутной воды до 99%

1.1 Наземное оборудование УЭЦН

К наземному оборудованию относится станция управления, автотрансформатор, барабан с электрокабелем 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. Соединение наземного кабеля с основным кабелем кабельной линии осуществляется в клеммной коробке, которая устанавливается на расстояние 3-5 метров от устья скважины.

Площадка для размещения наземного электрооборудования защищается от затопления в паводковый период и очищается от снега в зимний период и должна иметь подъезды, позволяющие свободно монтировать и демонтировать оборудование. Ответственность за рабочее состояние площадок и подъездов к ним возлагается на ЦДНГ.

1.1.1 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 клапан устанавливают над обратным, и используется для слива жидкости из НКТ подъеме их на поверхность.

1.1.2 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.

Переключение отпаек производится при полностью отключенном трансформаторе.

Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток высокого ВН и НН напряжения, бака, крышки с вводами и расширителя с воздухосушителем.

Бак трансформатора заполняется трансформаторным маслом, имеющим пробивное напряжение не ниже 40кВт.

На трансформаторах мощностью 100 - 200кВт установлен термосифонный фильтр для очистки трансформаторного масла от продуктов старения.

На крышке бака смонтирован:

Привод переключателя ответвлений обмоток ВН (один или два);

Ртутный термометр для измерения температуры верхних слоев масла;

Съемные ввода ВН и НН, допускающие замену изоляторов без подъема извлекаемой части;

Расширитель с маслоуказателем и воздухоосушителем;

Металлический короб для предохранения вводов от попадания пыли и влаги.

Воздухоосушитель с масляным затвором предназначен для удаления влаги и очистки от промышленных загрязнений воздуха, поступающего в трансформатор при температурных колебаниях уровня масла

1.1.3 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.

1.2 Подземное оборудование УЭЦН

К подземному оборудованию относится НКТ, насосный агрегат и эклектический бронированный кабель.

Погружной насосный агрегат спускается в скважину на НКТ и состоит из центробежного многоступенчатого насоса, погружного электродвигателя и протектора.

Валы электродвигателя насоса и протектора соединяются муфтами.

1.2.1 Насосно-компрессорные трубы

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

По точности и качеству НКТ изготовляются в двух исполнениях А и Б по видам: гладкие по ГОСТ 633-80, ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-179-97, АРI 5СТ;

с высаженными наружу концами по ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97,

АРI 5СТ; гладкие высокогерметичные по ГОСТ 633-80, ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97; гладкие с узлом уплотнения из полимерного материала по ТУ 14-3-1534-87; гладкие, гладкие высокогерметичные с повышенной пластичностью и хладостойкостью по ТУ 14-3-1588-88 и ТУ 14-3-1282-84;

гладкие высокогерметичные и с высаженными наружу концами коррозионностойкие в активных сероводородсодержащих средах, имеющие повышенную коррозионную стойкость при солянокислой обработке и являющиеся хладостойкими до температуры минус 60°С по ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97.

Типы резьбовых соединений:

Трубы гладкие с треугольной резьбой и муфтами;

Трубы с высаженными наружу концами с треугольной резьбой и муфтами (В);

Трубы гладкие высокогерметичные с трапециидальными резьбами и муфтами (НКМ);

Трубы с высаженными наружу концами, трапециидальными резьбами, безмуф товые (НКБ).

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.

Отличительные особенности

Система прослеживания обеспечивает постоянное соответствие качества и требуемых характеристик 100% насосно-компрессорных труб.

Насосно-компрессорные трубы изготавливаются в следующих исполнениях и их комбинациях:

Высокогерметичные;

Хладостойкие;

Коррозионностойкие;

С высаженными наружу концами;

С узлом уплотнения из полимерного материала;

С отличительной маркировкой муфт;

Стандартного исполнения.

1.2.1.1 Расчет диаметра насосно-компрессорных труб

Диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ) определяется их пропускной способностью и возможностью совместного размещения в скважине труб с муфтами, насоса и круглого кабеля. Выбирается диаметр НКТ по дебиту скважины, исходя из условия, что средняя скорость потока в трубах должна быть в пределах V ср = 1,2--1,6 м/с, причем меньшее значение берется для малых дебитов. Исходя из этого определяют площадь внутреннего канала НКТ, м 2 ,

и внутренний диаметр, см,

где Q -- дебит скважины, м 3 /сут;

V СР -- выбранная величина средней скорости. V СР= 1.5.

Исходя из ближайшего внутреннего диаметра выбирается стандартный диаметр НКТ (табл.1.1). Если разница получается существенной, то корректируется V с р:

где F вн -- площадь внутреннего канала выбранных стандартных НКТ.

Таблица 1.1. Характеристика насосно-компрессорных труб (НКТ)

Условный диаметр трубы, мм	Наружный диаметр D, мм	Толщина стенки д, мм	Наружный диаметр муфты D м, мм	Масса 1 п.м, кг	Высота резьбы h, мм	Длина резьбы до основной плоскости L, мм

1.2.2 Погружные центробежные насосы

Область применения центробежных насосов в нефтедобыче довольно велика: по дебиту 40-1000 м 3 /сут; по напорам 740-1800 и (для отечественных насосов).

Наиболее эффективны эти насосы при работе в скважинах с большими дебитами.

Однако для УЭЦН существуют ограничения по условиям скважин, например высокий газовый фактор, большая вязкость, высокое содержание механических примесей и т.д.

Создание насосов и электродвигателей в модульном исполнении дает возможность точнее подбирать УЭЦН к характеристике скважины по дебитам и напорам.

Все эти факторы с учетом экономической целесообразности должны быть приняты во внимание при выборе способов эксплуатации скважин.

Установки погружных насосов спускаются в скважину на НКТ следующих диаметров: 60 мм при дебите жидкости Q № до 150 м 3 /сут, 73 мм при 150 < Q» < 300 м 3 ,- сут. 89 мм при Q e > > 300 м 3 /сут. Расчетные характеристики ЭЦН приводятся для воды, а для конкретных жидкостей (нефти) уточняются с помощью коррелирующих коэффициентов.

Очевидно, что желательно подбирать насос по дебн-там п напорам в области наибольшего КПД п минимальной потребной мощности. Установки ЭЦНК могут работать с жидкостями, содержащими до 1.25 г/л H,S, тогда как обычные установки, - с жидкостями, содержащими до 0,01 г/л H: S.

Насосы обычного исполнения рекомендуются для скважин с содержанием в откачиваемой жидкости до 0.1 г/л механических примесей; насосы повышенной износостойкости - для скважин с содержанием в откачиваемой жидкости свыше 0,1 г/л, но не более 0.5 г/л механических примесей; насосы повышенной коррозионной стойкости - для скважин с содержанием сероводорода до 1,25 г л и водородным показателем рН 6,0-8,5.

Для отбора агрессивных пластовых жидкостей или жидкостей со значительным содержанием механических примесей (песка) используются диафрагменные скважинные насосные установки. Они относятся к объемным плунжерным насосам с электроприводом.

Установки погружных центробежных насосов

В установку ЭЦН входят погружной электронасосный агрегат, который объединяет электродвигатель с гидрозащитой и насос; кабельная линия, спускаемая в скважину на подъемных насосно-компрессорных трубах 4; оборудование устья типа ОУЭН 140-65 или фонтанная арматура

АФК1Э-65х14; станция управления и трансформатор, которые устанавливаются на расстоянии 20-30 и от устья скважины. По кабельной линии подводят электроэнергию к двигателю. К насосу и насосно-компрессорным трубам кабель крепят металлическими поясами. Над насосом устанавливают обратный и сливной клапаны. Откачиваемая жидкость из скважины поступает на поверхность по колонне НКТ.

Погружной электронасос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеет на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

В зависимости от поперечного размера погружного электронасосного агрегата установки подразделяются на три условные группы: 5, 5А и 6 (таб 1.2).

Рассмотрим обозначение установки на примере 1У9ЭЦН5А-250-1400:

1 - порядковый номер модификации установки; У - установка; 9 - порядковый номер модификации насоса; Э - привод от погружного электродвигателя; Ц - центробежный; Н - насос; 5А - группа насоса; 250 - подача, м 3 /сут;

1400- напор, м.

Погружной насос секционный, многоступенчатый с малым диаметром рабочих ступеней - рабочих колес и направляющих аппаратов. Применяемые в нефтяной промышленности погружные насосы имеют от 145 до 400 ступеней.

Насос состоит из одной или нескольких секций, соединенных между собой при помощи фланцев. Секция имеет длину до 5,5 м.

Таблица 1.2

Длина насоса определяется числом рабочих ступеней и секций, которое зависит от параметров насоса - подачи и напора. В корпус насоса вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные рабочие колеса и направляющие аппараты. Рабочие колеса устанавливаются на валу на продольной призматической шпонке по ходовой посадке и могут перемешаться в осевом направлении. Направляющие аппараты зажаты в корпусе между основанием и верхней гайкой.

Снизу в корпусе крепится основание насоса с приемными отверстиями и фильтросеткой, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса. В верхней части насоса находится ловильная головка с установленным в ней обратным клапаном, к которой крепятся насосно-компрессорные трубы.

1.2.2.1 Определение необходимого напора ЭЦН

Необходимый напор определяется из уравнения условной характеристики скважины:

где h СТ -- статический уровень жидкости в скважине, м; -- депрессия, м; h тр -- потери напора на трение в трубах; h Г -- разность геодезических отметок сепаратора и устья скважины; h c -- потери напора в сепараторе.

Депрессия определяется при показателе степени уравнения притока, равном единице:

где К-коэффициент продуктивности скважины, м 3 /сут*МПа; - плотность жидкости, кг/м 3 ; g=9,81 м/с 2 .

Потери напора на трение в трубах, м, определяются по формуле:

где L - глубина спуска насоса, м.

h-глубина погружения насоса под динамический уровень;

Расстояние от скважины до сепаратора, м; -коэффициент гидравлического сопротивления.

Коэффициент определяют в зависимости от числа и относительной гладкости труб:

где -кинематическая вязкость жидкости, м 2 /с;

где -шероховатость стенок труб, принимая для незагрязненных отложениями солей и парафина труб равной 6,1 мм.

Способом определения является вычисление ее по числу Рейнольдса, независимо от шероховатости:

Потери напора на преодоление давления в сепараторе:

где p с - избыточное давление в сепараторе.

Подставляя вычисленные значения и наперед заданные в формулу (4), найдем величину необходимого напора для данной скважины.

Подбираем насос:

ЭЦНИ5-130-1200

Номинальная подача: 130 м 3 /сут

Напор:1165 м

Число ступеней-260

По таблице 1.3. выбираем ЭЦН с числом ступеней

Таблица 1.3.Характеристики погружных центробежных насосов

Шифр насосов	Номинальные	Рабочая область		Число ступеней	Масса, кг
	Подача, м 3 /сут		Подача м 3 /сут
ЭЦНИ5-40-850 ЭЦНИ5-40-950
ЭЦНИ5-80-1550
ЭЦН5-130-1200 ЭЦНИ5-130-1200
ЭЦНИ5А-100-1350
ЭЦН5А-160-1100 ЭЦН5А-160-1400
ЭЦН5А-250-800 ЭЦН5А-250-1000
ЭЦН5А360-600 ЭЦН5А-360-700 ЭЦН5А-360-850
ЭЦНИ6-100-900 ЭЦН6-100-1500 ЭЦНИ6-100-1500
ЭЦНИ6-160-750 ЭЦН6-160-1100 ЭЦНИ6-160-1100 ЭЦН6-160-1450 ЭЦНИ6-1601450
ЭЦНИ6-250-800 ЭЦН6-250-1050 ЭЦНи6-250-1050 ЭЦН6-250-1400
ЭЦН-6-500-450 ЭЦНИ6-500-450 ЭЦНИ6-500-750

Таблица 1.4. Параметры ЭЦН в модульном исполнении

Шифр насосов	Номинальные	Рабочая область		Число ступе	ность кВт
	Подача, м 3 /сут		Подача, м 3 /сут
ЭЦНМ5-50-1300 ЭЦНМК5-50-1300 ЭЦНМ5-50-1700 ЭЦНМК5-50-1700
ЭЦНМ5-80-1200 ЭЦНМК5-80-1200 ЭЦНМ5-80-1400 ЭЦНМК5-80-1400 ЭЦНМ5-80-1550 ЭЦНМК5-80-1550 ЭЦНМ5-80-1800 ЭЦНМК5-80-1800
ЭЦНМК5-125-1000 ЭЦНМ5-125-1000 ЭЦНМК5-125-1200 ЭЦНМ5-125-1200 ЭЦНМК5-125-1300 ЭЦНМ5-125-1300 ЭЦНМК5-125-1800 ЭЦНМ5-125-1800
ЭЦНМ5-200-800 ЭЦНМ5-200-1000 ЭЦНМ5-200-1400
ЭЦНМ5А-160-1450 ЭЦНМК5А-160-1450 ЭЦНМ5А-160-1600 ЭЦНМК5А-160-1600 ЭЦНМ5А-160-1750 ЭЦНМК5А-160-1750
ЭЦНМ5А-250-1000 ЭЦНМК5А-250-1000 ЭЦНМ5А-250-1100 ЭЦНМК5А-250-1100 ЭЦНМ5А-250-1400 ЭЦНМК5А-250-1400 ЭЦНМ5А-250-1700 ЭЦНМК5А-250-1700
ЭЦНМ5А-400-950 ЭЦНМК5А-400-950 ЭЦНМ5А-400-1250 ЭЦНМК5А-400-1250
ЭЦНМ5А-500-800 ЭЦНМК5А-500-800 ЭЦНМ5А-500-1000 ЭЦНМК5А-500-1000
ЭЦНМ6-250-1400 ЭЦНМК6-250-1400 ЭЦНМ6-250-1600 ЭЦНМК6-250-1600
ЭЦНМ6-500-1150 ЭЦНМК6-500-1150
ЭЦНМ6А-800-1000 ЭЦНМК6А-800-1000
ЭЦНМ6А-1000-900 ЭЦНМК6А-1000-900

Центробежный насос

Центробежный насос приводится во вращение специальным маслозаполненным погружным асинхронным трехфазным электродвигателем переменного тока с короткозамкнугым ротором вертикального исполнения типа ПЭД.

Двигатель состоит из статора, ротора, вала головки и основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы с резьбой на концах для подсоединения головки и основания двигателя.

Статор собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей с пазами, в которых располагается обмотка. Фазы обмотки соединены в звезду.

Выводные концы обмотки статора соединяются с кабелем через специальную изоляционную штепсельную муфту кабельного ввода.

двигатель состоит из статора, ротора, вала головки и основания.

Корпус статора изготавливается из стальной трубы с резьбой на концах для подсоединения головки и основания двигателя.

Двигатель заполняется специальным маловязким маслом для охлаждения и смазки (с высокой диэлектрической прочностью).

Статор собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей с пазами, в которых располагается обмотка. Фазы обмотки соединены в звезду. Выводные концы обмотки статора соединяются с кабелем через специальную изоляционную штепсельную муфту кабельного ввода.

Короткозамкнутый многосекционный ротор двигателя набран из магнитных сердечников, чередующихся с подшипниками скольжения. По оси вала выполнен канал для обеспечения циркуляции масла в полости двигателя. В пазы сердечников уложены медные стержни, сваренные по торцам с короткозамыкающими кольцами.

Электродвигатель секционного исполнения состоит из двух

секций - верхней и нижней, каждая из которых имеет те же основные узлы, что н односекционный двигатель, но конструктивно эти узлы выполнены различно.

Протектор имеет две камеры, заполненные рабочей жидкое тью электродвигателя Камеры разделены эластичным элементом - резиновой диафрагмой с торцевыми уплотнениями Вал протектора вращается в трех подшипниках и опирается на гидродинамическую пяту, которая воспринимает осевые на грузки. Выравнивание давления в протекторе с давлением в скважине происходит через обратный клапан, расположенный в нижней части протектора.

Компенсатор состоит из камеры, образуемой эластичным элементом- резиновой диафрагмой, заполненной рабочей жидкостью электродвигателя.

Полость за диафрагмой сообщается со скважиной отверстиями

Кабельная линия, обеспечивающая подвод электроэнергии к электродвигателю погружного центробежного электронасоса, состоит из основного питающего кабеля, сращенного с ним плоского кабеля, муфты кабельного ввода для соединения с электродвигателем. В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить кабель КПБК (в качестве основного).

1.2.2.2 Расчет и подбор центробежного насоса

Подбор насоса для заданной подачи, необходимого напора и диаметра эксплуатационной колонны скважины производят по характеристикам погружных центробежных насосов (табл. 1.2. или табл.1.3.). При этом необходимо иметь в виду, что в соответствии с характеристикой ЭЦН напор насоса увеличивается при уменьшении подачи, а КПД имеет ярко выраженным максимум.

Учитывая, что табличные характеристики (табл. 1.3. или табл.1.4.) построены для воды, следует изменить табличные значения напора в соответствии с плотностью реальной жидкости по соотношению:

где Н в -- табличное значение напора ЭЦН; р в -- плотность пресной воды; .р ж -- плотность реальной жидкости.

Для совмещения характеристик скважины и насоса применяют два способа.

1.На выкиде из скважины устанавливают штуцер, на преодоление дополнительного сопротивления которого расходуют избыточный напор насоса ДH=H-H c . Однако, этот способ прост, но не экономичен, так как снижает КПД насоса и установки в целом.

2.Второй способ предусматривает разборку насоса и снятие лишних ступеней. Этот способ трудоемкий, но наиболее экономичный, так как КПД насоса не изменяется. Число ступеней, которое нужно снять с насоса для получения необходимого напора, равно

где Н ж -- напор насоса по его характеристике, соответствующий дебиту скважины; Н с -- необходимый напор скважины; z -- число ступеней насоса.

1.2.3 Погружные электродвигатели

Погружные электрические двигатели (ПЭД) применяются в качестве привода для ЭЦН, выпускаются в габаритных группах: 103 и 117 мм, мощностью от 12 до 300 кВт.

Широкая номенклатура выпускаемых ПЭД различной мощности позволяет подобрать наиболее оптимальное сочетание “двигатель-насос” для обеспечения работы установки с максимально возможным коэффициентом полезного действия. Технология изготовления обуславливает высокое качество и надёжность погружных электрических двигателей производства ОАО “БЭНЗ.

Статор выполняется с закрытым пазом, что повышает чистоту внутренней полости двигателя, позволяет успешно применять пазовую изоляцию в виде трубки. В роторе электродвигателя применены оригинальные подшипники, имеющие механическую фиксацию от проворота и сохраняющие при этом возможность лёгкого перемещения вдоль оси вала.

Применение специальных электротехнических материалов позволяет эксплуатировать погружные двигатели при температуре пластовой жидкости до 120 °С, в высокотермостойком исполнении -- до 150 °С.

После сборки на специальных стендах на которых контролируется качество отдельных узлов, электродвигатель испытывается на станции, в условиях, приближённых к реальным, в том числе, с нагревом до рабочих температур. Испытаниям подвергается 100% двигателей, после испытаний все они разбираются и тщательно проверяются. Проводится контроль сопротивления изоляции по индексу поляризации.

Погружной электродвигатель является составляющей частью погружного насосного агрегата, в который входят так же насос, сливной и обратные клапаны. Главным условием продолжительной бесперебойной работы погружного электродвигателя является его гидрозащита, поскольку при работе он находится полностью погруженный в среду перекачивания. Жидкость может быть самая различная - от воды, смеси соль-воды до нефти и ее смесей с водой и газами. Таким образом, среда зачастую бывает агрессивная, приводящая к быстрой коррозии. Именно поэтому при производстве погружного электродвигателя гидрозащите уделяется наибольшее внимание. Погружные электродвигатели для добычи нефти производятся в самом разном исполнении, мощностью от 10 до 1600 л.с. Так как двигатель работает при температуре до 90? С существуют специальные теплостойкие исполнения электродвигателя (до +140?С). Поскольку ПЭД работает полностью погруженным в жидкость, то одним из главных условий надежной работы является его герметичность. Двигатель заполняется специальным маслом, которое служит как для охлаждения двигателя, так и для смазки деталей.

В электродвигателе применяются:

статор с рихтовкой внутренней расточки;

термостойкие колодки токоввода (до +220(С) с фиксацией;

подшипники ротора из немагнитного чугуна;

пара трения в корпусных деталях, подшипниках ротора термообработанная сталь - металлофторопласт;

вал ротора с центральным и осевыми отверстиями, имеется контур циркуляции масла;

втулки подшипников ротора и подшипников корпусных деталей имеющие осевые отверстия для смазки.

1.2.3.1 Расчет и выбор электродвигателя

Необходимую (полезную) мощность двигателя, кВт, определяют по формуле:

где -- КПД насоса по его рабочей характеристике, -- наибольшая плотность откачиваемой жидкости.

Учитывая, что КПД передачи от двигателя до насоса (через протектор) составляет 0,92--0,95 (подшипники скольжения), определим необходимую мощность двигателя:

Ближайший больший по мощности типоразмер электродвигателя выбираем по табл.1.5 с учетом диаметра эксплуатационной колонны (140мм-103мм; 146мм-117мм; 168мм-123мм).

Запас мощности необходим для преодоления высоких пусковых моментов УЭЦН.

Мощность-40кВт

Напряжение-1000В

Сила тока-40А

скорость охлаждения-0,12м

температура-55С

длина-6,2м

масса-335кг

Таблица 1.5. Характеристики погружных электродвигателей

Электродвигатель	Номинальные			Скорость охлаждения жидкости, м/с	Температура окружающей среды, ° С		Масса, кг
	Мощность, кВт	Напряжение, В	Сила тока, А

1.2.4 Кабельная линия

Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Кабель крепится к НКТ, металлическими колесами. На длине насоса и протектора кабель плоский, прикреплен к ним металлическим колесами и защищен от повреждений кожухами и хомутами. Над секциями насоса устанавливаются обратный и сливной клапаны. Насос откачивает жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.

Кабель проходит из верхней части электродвигателя, сбоку от насоса/уплотнения, и крепится к внешней поверхности каждой НКТ по всей длине лифтовой колонны от электродвигателя до устья скважины, а затем до электрораспределительной коробки. Кабель состоит из трех жил защищенного и изолированного непрерывного провода. Ввиду ограниченного зазора вокруг насоса/уплотнения, в промежутке от электродвигателя до НКТ выше насоса используется плоский кабель. В этом месте он сращивается с менее дорогим круглым кабелем, который проходит до устья. Кабель может иметь металлическую оболочку для защиты от повреждения.

Кабельная линия, т.е. кабель, намотанный на барабан, к основанию которого присоединен удлинитель - плоский кабель с муфтой кабельного ввода. Каждая жила кабеля имеет слой изоляции и оболочку, подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы плоского кабеля уложены параллельно в ряд, а круглового скручены по винтовой линии. Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К 38, К 46 круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны с помощью резинового уплотнения, к токопроводящим жилам прикреплены наконечники.

Кабель крепят к трубам стальными поясами на расстоянии 200-250 мм от верхнего и нижнего торцов муфты. После спуска двух-трех труб устанавливают обратный клапан.

Кабель, закрученный вокруг труб, увеличит общий диаметральный размер погружной части установки и при спуске может получить механическое повреждение.

1.2.4.1 Расчет и выбор электрокабеля

Сечение жилы кабеля выбирают по номинальному току электродвигателя, исходя из плотности i рабочего тока в этом кабеле:

где I-номинальный ток электродвигателя, А; i=5 -допустимая плотность тока, А/мм 2 .

При выборе кабеля следует учитывать температуру и давление окружающей среды, допустимое напряжение (табл.1.5.).

Если в добываемой жидкости имеется растворенный газ, предпочтение следует отдать кабелю с полиэтиленовой и эластопластовой изоляцией, так как она не поглощает растворенный в нефти газ и не повреждается им при подъеме на поверхность. При наличии в скважине коррозионно-активных агентов предпочтение отдают кабелю с фторопластовой изоляцией (табл.1.5.).

Потери мощности в кабеле определяют по формуле:

где I-рабочий ток в электродвигателе, А; L к - длина кабеля, м; R- сопротивление кабеля, Ом/м,

где удельное сопротивление меди при температурный коэффициент для меди; t 3 =50 0 С- температура на заборе у приема насоса; S- площадь поперечного сечения жилы кабеля.

Общая длинна кабеля должна быть равна глубине спуска насоса плюс расстояние от скважины до станции управления и небольшой запас на ремонт кабеля (l р =100м):

Таблица 1.5 Основные характеристики кабелей

	Число х площадь сечения жил, мм 2	Максимальные наружные размеры, мм	Номинальная строительная	Расчетная масса, кг/км	Рабочее напря- жение, В
	Основное	контроль
				300 и кратн.
				100 и крат.
				100 и крат.

2. 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:

1. Станок - качалку необходимо монтировать под руководством опытного бригадира или мастера при помощи монтажных приспособлений или крана.

2. Все движущиеся части станка должны быть ограждены.

3. При нижнем положении головки балансира расстояние между траверсной подвески сальникового штока и устьевым сальником должно быть не менее 20см.

4. Запрещается поворачивать шкив редуктора вручную и тормозить его, подкладывая трубу, лом и др. предметы.

5. Запрещается снимать клиновидный ремень при помощи рычагов: устанавливать и снимать ремень необходимо путем передвижения электродвигателя.

6. Работы, связанные с осмотром или заменой отдельных частей станка, необходимо выполнять при остановке станка.

7. Перед пуском станка - качалки следует убедиться, что станок не на тормозе, ограждения установлены и закреплены, а в опасной зоне нет посторонних лиц.

8. 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 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.

Заключение

УЭЦН предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин и используется для форсирования отбора жидкости. Установки относятся к группе изделий II, виду I по ГОСТ 27.003-83.

УЭЦН установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), как правило, применяются на высокодебитных скважинах, обеспечивая наибольший КПД среди всех механизированных способов добычи нефти.

Промышленностью выпускаются насосы напор от 450-1500м.

Напор определяем по формуле:

Мощность определяем:

В результате сделанных вычислений получаем:

Насос: ЭЦНИ5-130-1200

Номинальная подача:130

Число ступеней-260

Электродвигатель: ПЭД40-103

Заключение

Проделав эту курсовую работу, я закрепила и углубила приобретенные знания и применила их к решению конкретных теоретических и практических задач; получила дополнительные навыки работы со справочной и научной литературой.

Список литературы

1.Андреев В.В. Уразаков К.Р. «Справочник по добыче нефти и газа»-1998г

2. Основы нефтегазового дела: Учебник. Е.О. Антонова, Г.В. Крылов, А.Д. Прохоров, О.А. Степанов -М.: 2003.-307с.: ил.

3. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: Учебник.-2-е изд., доп, и испр. -Уфа: Дизайн ПолиграфСервис, 2002.-544с.

4. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Учебное пособие для вузов. -- М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.

5. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины. Буровое оборудование. Справочник в 2-х томах. /Абубакиров В.Ф., Архангельский В.Л. и др./ -- М.: Недра, 2000.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Общая характеристика Хохряковского месторождения и история его освоения. Строение залежей нефти, ее свойства и состав газа. Анализ и подбор скважин, оборудованных на Хохряковском месторождении. Причины отказа оборудования и возможные пути их устранения.

дипломная работа , добавлен 10.09.2010


Физико-химические свойства пластовых флюидов. Характеристика энергетического состояния продуктивных пластов. Структура фонда скважин. Изучение вредного влияния различных факторов на работу электроцентробежных насосов, рекомендации по их устранению.

дипломная работа , добавлен 24.06.2015


Краткая характеристика района расположения месторождения, литолого-стратиграфическое описание. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Анализ технологических показателей разработки месторождения. Осложнения при эксплуатации скважин.

курсовая работа , добавлен 25.01.2014


Виды скважин, способы добычи нефти и газа. Вскрытие пласта в процессе бурения. Причины перехода газонефтепроявлений в открытые фонтаны. Общие работы по ремонту скважин. Обследование и подготовка ствола скважины. Смена электрического центробежного насоса.

учебное пособие , добавлен 24.03.2011


Геологическое строение Приразломного месторождения. Эффективность и область применения установок электроцентробежных погружных насосов. Конструктивные отличия погружных насосов отечественного и зарубежного исполнения. Насосы износостойкого исполнения.

дипломная работа , добавлен 10.10.2012


Общая характеристика применения установок электропогружных центробежных насосов при эксплуатации скважин. Описание принципиальной схемы данной установки. Выбор глубины погружения и расчет сепарации газа у приема насоса. Определение требуемого напора.

презентация , добавлен 03.09.2015


Определение конструкции скважины, числа обсадных колон, их длины и диаметра. Подбор долот; расчет колонны на прочность; расчет расхода цемента и время цементирования, количества агрегатов. Техника безопасности при бурении и эксплуатации скважины.

курсовая работа , добавлен 28.05.2015


Краткая географическая и геологическая характеристика Рогожниковского месторождения. Описание продуктивных пластов. Свойства пластовых жидкостей и газов. Анализ работы скважин, оборудования установки погружного электрического центробежного насоса.

курсовая работа , добавлен 12.11.2015


Изучение особенностей эксплуатации скважин штанговыми и бесштанговыми погружными насосами. Характеристика роли фонтанных труб. Освоение, оборудование и пуск в работу фонтанных скважин. Установка и основные узлы погружного центробежного электронасоса.

контрольная работа , добавлен 12.07.2013


Технология освоения скважин после интенсификации притока. Описание оборудования, необходимого для очистки призабойной зоны пласта кислотным составом. Последовательность проведения работ с применением электроцентробежных насосов. Расчет затрат и прибыли.

в) ошибки при подборе оборудования из-за недостаточной геологической информации.

Периодический фонд по УНП-1 снизилось на 18 скважин

На 3 скважинах вывели в постоянный режим с помощью ЧПС, на 15 скважинах изменением типоразмера УЭЦН, переведено в ППД-34 скважины.

Мероприятия по снижению периодического фонда в 2005 году

1) Формирование системы заводнения (перевод в ППД 20 скважин.

2) Оптимизация режима работы скважин с УЭЦН (спуск малодебетных установок.).

3) Внедрение винтовых насосов импортного производства.

4) Продолжить внедрение УЭЦН с ТМС для предотвращения ошибок по подбору оборудования

Коэффициент подачи ЭЦН изменяется в пределах от 0,1 до 1,7 (Таблица 5.5.). В близком к оптимальному режиму (Кподачи = 0,6–1,2) работают около 75% установок.

Таблица 5.5. Распределение коэффициента подачи ЭЦН на Хохряковском месторождении

Из 49 скважины, работающих с Кподачи от 0,1 до 0,4 основное количество (25 скважин) находятся в периодической эксплуатации. По скважинам №№154, 278, 1030, 916, 902 и 3503 рекомендуется провести ревизию подземного оборудования и НКТ.

Перечень скважин, работающих с Кподачи больше 1,2, приведен в таблице 3.6.7. Из них для оптимизации на больший типоразмер ЭЦН оптимизировали скважины №№130, 705, 163, 785, 1059

Таблица 5.6. Перечень скважин с К подачи более 1,2

№№ скв.	Тип насоса	К подачи	Q жидкости	Р пласт,МПа	Н дин, м	Глубинаспуска насоса
702	ЭЦН 50–2100	1,7	65	20,5	1683	2300
130	TD-650–2100	1,4	100	17,9	1332	2380
705	ЭЦН-160– 2100	1,6	123	18,3	2167	2400
707	TD-850–2100	1,5	114	16,5	1124	2260
163	ЭЦН-160–2150	1,5	82	18,2	1899	2350
185	ЭЦН 25–2100	1,4	29	20,0	1820	2245
818	ЭЦН 80–2100	1,4	87	18,2	2192	2340
166	ЭЦН 50–2100	1,4	42	19,5	1523	2150
834	ЭЦН 30–2100	1,6	23	23,0	1870	2250
785	ЭЦН 125–2100	1,3	11	16,5	2320	2400
389	ЭЦН 50–2100	1,4	42	22,9	1623	2200
1059	ЭЦН 160–2100	1,4	144	16,5	2328	2400
1025	ЭЦН 80–2100	1,4	72	16,1	1762	2080

В целом по Хохряковскому месторождению Коэффициент использования скважин оборудованных ЭЦН, как и год назад, находится в пределах 0,87. Основной показатель надежности – наработка на отказ за скользящий год с 1.01.03 г. по 1.01.04 г., по фонду ЭЦН, изменился с 303 сут до 380 сут, тогда как в целом по ОАО «ННП» этот показатель ниже и находится в пределах 330–350 сут. Рост этого показателя указывает на достаточно высокий уровень работы цеха добычи по подбору типоразмера ЭЦН, ремонту скважин, выводу установок на режим и контролю в процессе эксплуатации.

На месторождении 74 скважин (17% от фонда дающего продукцию) подвержены парафиноотложениям. Согласно графику «депарафинизации» все скважины, как правило, раз в месяц промываются горячей нефтью.

На месторождении в 2003 г. было 208 отказов по фонду скважин оборудованных ЭЦН. Коэффициент отказности составлял 0,85 ед. (действующий фонд равен 303 скважин). В 2004 г. на месторождении зафиксировано 229 отказов при большем действующий фонд – 332 скважины и, К отказ положительно уменьшился до 0,79 ед. В целом по ОАО «ННП» К отказ. ЭЦН в это время составил 0,85 ед.

5.2 Анализ причин отказов ЭЦН

Анализ причин преждевременных отказов фонда скважин оборудованных ЭЦН показывает на следующую картину см. рис 5.1.4.

До 17% отказов приходится на некачественную работу бригад подземного ремонта скважин. Где нарушаются регламенты спуско-подъемных операций. Как следствие это приводит к – повреждению кабеля, некачественному монтажу ЭЦН, негерметичности НКТ, плохой промывке скважин.

18% отказов приходится на долю скважин работающих в периодическом режиме, вызванных слабым притоком, а также не соответствием типоразмера насосов с условиями эксплуатации.

В 13% отказов причины не были выявлены, т. к. нарушался регламент проведения расследования.

1. 10% отказов происходят из-за отложений твердых асфальто-смолинисто-парафиновых отложений вместе с окалиной, песком, глинистыми частицами и ржавчиной.

2. 9% отказов из-за выноса пропанта в скважинах после ГРП, что приводит к заклиниванию валов и выводу из строя насосов.

3. 8% отказов происходит по причине бесконтрольной эксплуатации – это нарушение графика депарафинизации, отсутствие контроля за выносом КВЧ и пр.

4. 6% отказов происходит по причине отсутствие контроля за выводом установок на режим.

5. В 5% случаях отказ происходил из-за заводского брака, скрытых дефектов, некачественных комплектаций погружного и наземного насосного оборудования.

В 2004 г. на узлы погружного оборудования, в том числе на погружной кабель были установлены термоиндикаторы для определения температуры скважины в зоне работы УЭЦН. Пять установок с термоиндикаторами были спущены в скважины с тяжелыми запусками, с выносом механических примесей для определения критических участков нагрева. Установки отработали в среднем до 100 суток, отказали по причине снижения сопротивление изоляции до 0 на строительной длине кабеля. Во всех случаях при дефектации кабеля обнаружено оплавление изоляции жил в районе 150 м от сростка удлинителя при температуре 130 °С.

По полученным результатам в 2004 году при ремонтах скважин высокодебетного фонда увеличена длина термостойкого удлинителя КРБК до 120 м и используется вставка 500 м из кабеля 3 группы

Для совершенствования работы фонда скважин оборудованных ЭЦН рекомендуется:

Осваивать и выводить скважины на режим следует передвижной установкой преобразователя частоты типа УППЧ (Электон-05»). Установка позволяет, при определенных технических условиях (глубина спуска ЭЦН, имеется запас по мощности погружного электродвигателя), сокращать время вывода скважины на щадящих пусковых режимах, увеличивать депрессию на пласт, устранять заклинивания ЭЦН путем создания повышенных крутящих моментов;

Особое внимание при выборе типоразмера установок и глубин спуска (депрессии) следует уделять фонду скважин, на которых проведен ГРП. Освоение скважин после ГРП струйными насосами на пескопроявляющем фондах, следует применять износостойкие установки УЭЦН типа ARH, предназначенные для перекачивания жидкости cКВЧ до 2 г/л. Кроме того, на этом фонде следует отработать технологии по закреплению ПЗС, применять подземные устройства по защите насоса от мехпримесей (фильтры и шламоуловители для ЭЦН – ЗАО «Новомет» г Премь);

На периодическом фонде применять в основном высоконапорные, низкопроизводительные насосы типа ЭЦН 20, 25 и оценить возможность увеличения глубины спуска ЭЦН, а также перевода низкодебитных скважин на УШГН и струйные насосные установки.

Для снижения аварий по расчленению ЭЦН рекомендуется применять устройства снижающие вибрацию установок – центраторы вала насоса, амортизаторы, страховочные муфты – (ОАО «ТТДН» г Тюмень);

Значительная доля отказов приходится на качество работ бригад ПРС и КРС. Использование бригад высокой квалификации и осуществление контроля при проведении не штатных работ значительно увеличит надежность добывающего фонда.

Принцип работы добывающего фонда скважин оборудованных ЭЦН в зависимости от глубины спуска насосного оборудования

В 2004 г. распределение фонда скважин оборудованных ЭЦН по глубинам спуска насоса и характеристика их работы на Хохряковском месторождении выглядит следующим образом см. таблицу 5.7. и рисунок 5.1.5. – 5.1.8.

Анализ фонда скважин оборудованных ЭЦН с точки зрения надежности и эффективности в зависимости от глубин спуска на Хохряковском месторождении показал, что ЭЦН спускаются на глубину от 1200 до 2400 м. Весь рабочий интервал глубин спуска разбит на шесть групп, в каждой из которых работает от 15 до 120 скважин оборудованных ЭЦН.

Таблица 5.7. Основные технологические показатели работы скважин оборудованных ЭЦН

Глубина спуска ЭЦН, м.	1200-1400	1800-2000	2000-2200	2200-2300	2300-2400	Более2400
Количество скважин, ед	15	55	65	120	40	25
Дебит по жидкости, м 3 /сут	190	120	100	95	75	67
Обводненность, %	96	86	66	54	47	35
Ср. отработанное время скважины в году, сут	342	329	350	346	338	337

Наибольшие дебиты по жидкости отмечаются в двух группах скважин – в диапазоне спуска ЭЦН от 1200–1400 м и 1800–2000 м. В этих же диапазонах насосное оборудование отрабатывает большее число дней по 346–350 суток.

Более низкие проценты обводненности наблюдаются при эксплуатации ЭЦН с глубиной спуска более 2000 м.

Т.о. результаты анализа зависимости основных характеристик работы скважин, оборудованных ЭЦН, показывают, что снижение глубин спуска до 2200–2400 м. не дает существенного ухудшения работы ЭЦН. Как показано на рис 5.1.8. динамические уровня понижаются из-за смены установок меньшего размера на тип большого размера и снижения пластового давления и неравномерной системы заводнения.

Энергетическое состояние залежи

Отставание развития системы ППД от текущего состояния отборов жидкости привело в последние годы к снижению пластового давления в зоне отбора.

По состоянию на 1.01.2004 г., давление в зоне отборов снизилось до 19,5 МПа (рис. 5.8.), разница между начальным и текущим пластовыми давлениями составила 4,2 МПа.

На снижение пластового давления сказалось, так же интенсивное бурение, которое велось в течение 2000–2001 гг. в восточной части месторождения, не предусмотренное проектом. Как следствие этого, в восточной части наблюдается отставание в формировании системы ППД, что при форсированных отборах сразу же сказывается на энергетическом состоянии участков.

Подбор УЭЦН к скважине осуществляется посредством расчетов при вводе из бурения, переводе на мех. добычу, оптимизации и интенсификации по принятой в НГДУ методике, не противоречащей ТУ по эксплуатации УЭЦН.

Расчеты базируются на имеющейся в НГДУ информации:

 коэффициент продуктивности данной скважины (по результатам гидродинамических исследований скважины);

 данные инклинометрии;

 газовый фактор;

 давления –

o пластовом,

o давлении насыщения;

 обводненности добываемой продукции;

 концентрации выносимых частиц.

Ответственность за достоверность этой информации несет ведущий геолог цеха добычи нефти

При использовании в расчетах «Технологии проверки эксплуатационной колонны и применения УЭЦН в наклонно-направленных скважинах» РД 39-0147276-029, ВНИИ-1986г., для скважин с темпом набора кривизны в зоне подвески УЭЦН более 3 минут на 10 метров, необходимо ставить отметку о применении данной методики в паспорте-формуляре.

В процессе подбора необходимо руководствоваться принятой в НГДУ методикой. При этом максимальное содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25 % для установок без газосепараторов. В случае, если по скважине ожидается значительный вынос мех. примесей или отложение солей в насосе, спускать УЭЦН без шламоуловителя запрещается.

Результаты подбора:

 расчетный суточный дебит,

 напор насоса,

 внутренний минимальный диаметр эксплуатационной колонны,

 глубина спуска,

 расчетный динамический уровень,

 максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН;

особые условия эксплуатации :

 высокая температура жидкости в зоне подвески,

 расчетное процентное содержание свободного газа на приеме насоса,

 наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости заносятся в паспорт-формуляр .

Опасные зоны в колонне, где темпы набора кривизны превышают допустимые нормы (более 1,5° на 10 метров), заносятся в паспорт-формуляр при оформлении заявки для «ЭПУ- СЕРВИС».

Определение проверочного калибра и его длины производится на основании таблиц №1 и №2.

Таблица №1

ПОГРУЖНЫЕ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ

	Тип двигателя	Длина с гидрозащитой, мм	Вес (с гидрозащитой), кг	Нар. диам. с учетом каб., мм
	ПЭДС-125-117

Длина от фланца до фланца:

o модуль насоса 3 - 3365 мм;

o модуль насоса 4 - 4365 мм;

o модуль насоса 5 - 5365 мм.

Все типы насосов могут быть выполненными:

 с бесфланцевым соединением секций (бугельное соединение);

 износо-коррозионностойкими (ЭЦНМК-ЭЦНД);

 с приемной сеткой и ловильной головкой на секции.

При подборе УЭЦН к скважине необходимо учитывать уменьшение мощности погружного электродвигателя от увеличения температуры окружающей пластовой жидкости, согласно действующих ТУ заводов – изготовителей.

После получения результатов подбора УЭЦН к скважине «ЭПУ-Сервис» принимает заявку на монтаж данной УЭЦН и определяет тип двигателя, гидрозащиты, кабеля, газосепаратора и наземного оборудования необходимых для комплектации в соответствии с действующими ТУ и руководством по эксплуатации УЭЦН. Длина термостойкого удлинителя кабельной линии определяется специалистами по УЭЦН НГДУ и заносится в паспорт- формуляр. Информацию о типе комплектующего оборудования для скважин, на которых должны проводиться дополнительные работы по подготовке (шаблонирование), «ЭПУ-Сервис» предоставляет в ТТНД НГДУ до начала производства работ.

Подготовка скважины ведется в соответствии с “Планом работ” выданным цехом добычи с учетом следующих требований, независимо от того, вошли ли они в план работ:

В соответствии с утвержденным для данного НГДУ проектом обустройства кустов скважин, на расстоянии не менее 25 м от скважины, должна быть подготовлена площадка для размещения наземного электрооборудования (НЭО) УЭЦН с контуром заземления, связанным металлическим проводником с контуром заземления трансформаторной подстанции (ТП 6/0.4) и кондуктором скважины. Служба главного энергетика НГДУ должна передать «ЭПУ-Сервис» акт замера сопротивления контура заземления до завоза погружного оборудования на куст, а в процессе эксплуатации УЭЦН проводить подобные измерения и передавать ЭПУ акты не реже 1 раза в год. К контуру заземления должны быть приварены в соответствии с ПУЭ проводники для заземления ими станций управления (СУ) и трансформаторов (ТМПН) УЭЦН. Площадка для размещения НЭО должна быть расположена в горизонтальной плоскости , защищена от затопления в паводковый период. Подъезды к площадке должны позволять свободно монтировать и демонтировать НЭО агрегатом Fiskars или автокраном. Ответственный за исправное состояние площадок - начальник ЦДНГ.

В 10-25 м от устья скважины должна быть установлена клеммная коробка (ШВП). Силовые кабели шкафа внешних подключений (ШВП) до станции управления (СУ) УЭЦН и от трансформаторной подстанции (ТП) 6/0.4 до СУ прокладываются НГДУ. Подключение кабелей в станции управления (СУ), ШВП и заземление наземного оборудования выполняет «ЭПУ-Сервис». Кабели должны быть проложены по эстакаде либо заглублены не менее чем на 0.5 м в грунт. Ответственный за нормальное состояние кабельных эстакад - мастер бригады добычи ЦДНГ.

Запрещается эксплуатация УЭЦН с несоответствием требованиям ПУЭ и ТБ площадок для размещения НЭО, кабельных эстакад, ШВП и заземления. Ответственность за исполнение данного пункта несет начальник цеха проката «ЭПУ-Сервис».

P.S.Дополнительно ответ на вопрос «Курс основы добычи» раздел УЭЦН.

Методика подбора УЭЦН к скважинам основывается на знаниях законов фильтрации пластового флюида в пласте и призабойной зоне пласта, на законах движения водо-газо-нефтяной смеси по обсадной колонне скважины и по колонне НКТ, на зависимостях гидродинамики центробежного погружного насоса. Кроме того, часто необходимо знать точные значения температуры как перекачиваемой жидкости, так и элементов насосной установки, поэтому в методике подбора важное место занимают термодинамические процессы взаимодействия насоса, погружного электродвигателя и токонесущего кабеля с откачиваемым многокомпонентным пластовым флюидом, термодинамические характеристики которого меняются в зависимости от окружающих условий.

Необходимо отметить, что при любом способе подбора УЭЦН есть необходимость в некоторых допущениях и упрощениях, позволяющих создавать более или менее адекватные модели работы системы “пласт- скважина- насосная установка”.

В общем случае к таким вынужденным допущениям, не ведущим к значительным отклонениям расчетных результатов от реальных промысловых данных, относятся следующие положения:

• 1. Процесс фильтрации пластовой жидкости в призабойной зоне пласта во время процесса подбора оборудования является стационарным, с постоянными значениями давления, обводненности, газового фактора, коэффициента продуктивности и т.д.
• 2. Инклинограмма скважины является неизменным во времени параметром.

Общая методика подбора УЭЦН при выбранных допущениях выглядит следующим образом:

• 1. По геофизическим, гидродинамическим и термодинамическим данным пласта и призабойной зоны, а также по планируемому (оптимальному или предельному в зависимости от задачи подбора) дебиту скважины определяются забойные величины - давление, температура, обводненность и газосодержание пластового флюида.
• 2. По законам разгазирования (изменения текущего давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимаемости газа, нефти и воды) потока пластовой жидкости, а также по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по колонне обсадных труб на участке “забой скважины - прием насоса” определяется необходимая глубина спуска насоса, или, что практически тоже самое - давление на приеме насоса, обеспечивающие нормальную работу насосного агрегата. В качестве одного из критериев определения глубины подвески насоса может быть выбрано давление, при котором свободное газосодержание на приеме насоса не превышает определенную величину. Другим критерием может являться максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме насоса.

В случае реального и удовлетворяющего потребителя результата расчета необходимой глубины спуска насоса осуществляется переход к п.3 настоящей методики.

Если же результат расчета оказывается нереальным (например - глубина спуска насоса оказывается больше глубины самой скважины), расчет повторяется с п.1 при измененных исходных данных - например - при уменьшении планируемого дебита, при увеличенном коэффициенте продуктивности скважины (после планируемой обработки призабойной зоны пласта), при использовании специальных предвключенных устройств (газосепараторов, деэмульгаторов) и т.д.

Расчетная глубина подвески насоса проверяется на возможный изгиб насосной установки, на угол отклонения оси скважины от вертикали, на темп набора кривизны, после чего выбирается уточненная глубина подвески.

• 3. По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно- компрессорных труб, а также по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяется потребный напор насоса.
• 4. По планируемому дебиту и потребному напору выбираются насосные установки, чьи рабочие характеристики лежат в непосредственной близости от расчетных величин дебита и напора. Для выбранных типоразмеров насосных установок проводится пересчет их “водяных” рабочих характеристик на реальные данные пластовой жидкости - вязкость, плотность, газосодержание.
• 5. По новой “нефтяной” характеристике насоса выбирается количество рабочих ступеней, удовлетворяющих заданным параметрам - подаче и напору. По пересчитанным характеристикам определяется мощность насоса и выбирается приводной электродвигатель, токонесущий кабель и наземное оборудование (трансформатор и станция управления).
• 6. По температуре пластовой жидкости на приеме насоса, по мощности, КПД и теплоотдаче насоса и погружного электродвигателя определяется температура основных элементов насосной установки - обмотки электродвигателя, масла в гидрозащите, токоввода, токоведущего кабеля и т.д. После расчета температур в характерных точках уточняется исполнение кабеля по теплостойкости (строительной длины и удлинителя), а также исполнение ПЭД, его обмоточного провода, изоляции и масла гидрозащиты.

Если расчетная температура оказывается выше, чем предельно допустимая для применяемых в данном конкретном регионе элементов насосных установок или заказ высокотемпературных дорогих узлов УЭЦН невозможен, расчет необходимо провести для других насосных установок (с измененными характеристиками насоса и двигателя, например с более высокими КПД, с большим внешним диаметром двигателя и т.д.).

• 7. После окончательного подбора УЭЦН по величинам подачи, напора, температуры и габаритным размерам проводится проверка возможности использования выбранной установки для освоения нефтяной скважины после бурения или подземного ремонта. При этом, в качестве откачиваемой жидкости для расчета принимается тяжелая жидкость глушения или иная жидкость (пена), используемая на данной скважине. Расчет ведется для измененных плотности и вязкости, а также для других зависимостей теплоотвода от насоса и погружного электродвигателя к откачиваемой жидкости. Во многих случаях при указанном расчете определяется максимально возможное время безостановочной работы погружного агрегата при освоении скважины до достижения критической температуры на обмотках статора погружного двигателя.
• 8. После окончания подбора УЭЦН, установка при необходимости проверяется на возможность работы на пластовой жидкости, содержащей механические примеси или коррозионно-активные элементы. При невозможности заказа для данной конкретной скважины специального исполнения износо- или коррозионостойкого насоса определяются необходимые геолого-технические и инженерные мероприятия, позволяющие снизить влияние нежелательных факторов.
• 2. Алгоритм “ручного” подбора УЭЦН к скважине.

При подборе установок ЭЦН к нефтяным скважинам, осуществляемом с помощью "ручного" счета (калькулятор, программы в оболочке EXСEL, ACCESS), необходимо для сокращения времени ввода данных и времени расчета использовать некоторые дополнительные допущения и упрощения в методике подбора.

Основными среди этих допущений являются:

• 1) Равномерное распределение мелких пузырьков газа в жидкой фазе при давлениях, меньших давления насыщения.
• 2) Равномерное распределение нефтяной и водяной составляющих в столбе откачиваемой жидкости на участке "забой скважины - прием насоса" при любых величинах дебитов скважины.
• 3) Пренебрежение "скольжением" нефти в воде при движении жидкости по обсадной колонне и колонне НКТ.
• 4) Тождество величин давлений насыщения в статических и динамических режимах.
• 5) Процесс движения жидкости от забоя скважины до приема насоса, сопровождающийся снижением давления и выделением свободного газа, является изотермическим.
• 6) Температура погружного электродвигателя считается не превышающей нормальную рабочую температуру, если скорость движения охлаждающей жидкости вдоль стенок ПЭД не менее рекомендуемой в технических условиях на ПЭД или в Руководстве по эксплуатации установок ЭЦН.
• 7) Потери напора (давления) при движении жидкости от забоя скважины до приема насоса и от зоны нагнетания насоса до устья скважины пренебрежимо малы по сравнению с напором насоса.

Для проведения подбора УЭЦН необходимы следующие исходные данные:

1. Плотности, кг/куб.м:

сепарированной нефти;

газа в нормальных условиях;

2. Вязкости, м2 / с:

• 3. Планируемый дебит скважины, куб.м/сутки.
• 4. Обводненность продукции пласта, доли единицы.
• 5. Газовый фактор, куб.м/куб.м.
• 6. Объемный коэффициент нефти, ед.
• 7. Глубина расположения пласта (отверстий перфорации), м.
• 8. Пластовое давление и давление насыщения, МПа.
• 9. Пластовая температура и температурый градиент, С, С/м.
• 10. Коэффициент продуктивности, куб.м/ МПа*сутки.
• 11. Буферное давление, МПа.
• 12. Геометрические размеры обсадной колонны (наружный диаметр и толщина стенки), колонны НКТ (наружный диамет и толщина стенки), насоса и погружного двигателя (наружный диаметр), мм.

Подбор установки ЭЦН ведется в следующей последовательности:

1. Определяем плотность смеси на участке "забой скважины - прием насоса" с учетом упрощений:

где н - плотность сепарированной нефти, кг/куб.м

в - плотность пластовой воды,

г - плотность газа в стандартных условиях;

Г- текущее объемное газосодержание;

b- обводненность пластовой жидкости.

2. Определяем забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:

Рзаб = Рпл - Q / Kпрод

где Рпл - пластовое давление;

Q -заданный дебит скважины;

Kпрод - коэффициент продуктивности скважины.

3. Определяем глубину расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:

Ндин = Lскв - Pзаб / см g

4. Определяем давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона (например- Г=0,15):

Рпр = (1 - Г) Рнас

(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости m = 1,0).

где: Рнас - давление насыщения.

5. Определяем глубину подвески насоса:

L = Ндин + Pпр / см g

6. Определяем температуру пластовой жидкости на приеме насоса:

T = Tпл - (Lскв - L) * Gт;

где Tпл - пластовая температура;

Gт - температурный градиент.

7. Определяем объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:

где: В -объемный коэффициент нефти при давлении насыщения;

b - объемная обводненность продукции;

Pпр - давление на входе в насос;

Pнас - давление насыщения.

8. Вычисляем дебит жидкости на входе в насос:

9. Определяем объемное количество свободного газа на входе в насос:

Gпр = G [ 1- (Pпр / ...

где F = 0,785 (D2 - d2) - площадь кольцевого сечения,

D -внутренний диаметр обсадной колонны,

d-внешний диаметр ПЭД.

Если скорость потока откачиваемой жидкости W оказывается больше [W] (где [W] - минимально допустимая скорость откачиваемой жидкости), тепловой режим погружного двигателя считается нормальным.

Если выбранный насосный агрегат не в состоянии отобрать требуемое количество жидкости глушения при выбранной глубине подвески, она (глубина подвески) увеличивается на L= 10 - 100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п.5. Величина L зависит от наличия времени и возможностей вычислительной техники потребителя.

После определения глубины подвески насосного агрегата по инклинограмме проверяется возможность установки насоса на выбранной глубине (по темпу набора кривизны на 10 м проходки и по максимальному углу отклонения оси скважины от вертикали). Одновременно с этим проверяется возможность спуска выбранного насосного агрегата в данную скважину и наиболее опасные участки скважины, прохождение которых требует особой осторожности и малых скоростей спуска при ПРС.

Таблица 2.1 Исходные данные

	Наименование величины	Размерность	Значение величины	Примечание
	Плотности воды
	Плотность нефти
	Плотность газа
	Коэффициент кинематической вязкости нефти
	Коэффициент кинематической вязкости воды
	Планируемый дебит скважины	куб.м/сутки
	Обводненность продукции пласта
	Газовый фактор	куб.м/куб.м
	Объемный коэффициент нефти
	Глубина расположения пласта (отверстий перфорации)
	Пластовое давление
	Давление насыщения
	Пластовая температура
	Температурый градиент
	Коэффициент продуктивности
	Буферное давление
	Наружный диаметр обсадной колонны
	Толщина стенки обсадной колонны

Таблица 2.2 Расчеты

	Определяемая величина	Расчетная формула	Численные значения	Результат
	Плотность смеси на участке «забой-прием насоса», кг/куб.м	см = ([в b + н (1-b)] (1-Г) + г Г	(1-0.15) + 1.05*0.15
	Забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины, МПа	Рзаб = Рпл - Q / Kпрод
	Глубина расположения динамического уровня, м	Ндин = Lскв - - Pзаб / см g	1890 - 10,9*106/ 826,4*9,81
	Давление на приеме насоса, при котором газосодержание не превышает предельно-допустимое, МПа	Р пр = (1 - Г) Рнас
	Глубина подвески насоса, м	L = Ндин + Pпр / см g	545,5 + 7,05*106 / 826,4*9,81
	Температура пластовой жидкости на приеме насоса, С	T = Tпл - - (Lскв - L) * Gт;	97 - (1890 - 1414,1) * 0,02
	Объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос	B* = b + (1-b) [ 1 + (B - 1) Pпр / Pнас	0,7 + (1-0,7)* [ 1+(1,15-1)* *7,06/8,3]
	Дебит жидкости на входе в насос, куб.м/сут
	Объемное количество свободного газа на входе в насос, куб.м	Gпр = G*(1-b)* * ,	62(1-0.7)
		вх = 1 / [((1 + Рпр*10-5) В*) / Gпр + + 1]	1/[((1+70,5)* 1,034)/9,26 +1]
	Расход газа на входе в насос	Qг.пр = (1-b)*Qпр вх / (1 -вх)	(1-0,7)* 95,128*0,111 / (1-0,111)
	Приведенная скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос,см/с	C = Qг.пр.с / f cкв	3,56/24*60*60* 0,785*(0,1282 - 0,0962)
	Истинное газосодержание на входе в насос	Вх / [ 1 + (Cп / C) вх ]	0,111 /
	Работа газа на участке "забой-прием насоса,МПа	Pг1 = Pнас { [ 1 / (1 - - 0,4)] - 1 }	8,3 { -1}
	Работа газа на участке "нагнетание насоса - устье скважины,МПа	Pг2 = Pнас { [ 1 / (1 - - 0,4)] - 1 },	8,3 {-1}
	Потребное давление насоса, МПа	Р = g Lдин + Рбуф - - Pг1- Pг2	826,4*9,81*545,5 +1,4*106 - 0,373- - 0,41
	Выбор насосной установки по величине планируемого дебита и потребного давления	По каталогу выбираем установку УЭЦН5- 80-900; QоВ = 86куб.м/ сут
	Коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтеводо-газовой смеси относительно водяной характеристики	KQ = 1 - -4,95 0.85 * QоВ -0.57	1 - 4,95*0,08 0.85 * 86 -0.57
	Коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости	K = 1 - - 1.95 0.4 / QоВ 0.27	1 - 1,95*0,08 0.4 / 86 0.27
	Коэффициент сепарации газа на входе в насос	Kc = 1 / ,	где А = 1 / [ 15.4 - -19.2 qпр + (6.8 qпр)2 ]	A=1 / K=[ (1 - 0,06) /(0.85 - - 0,31*1,595)0,018]	A=0,018 K=0,9576
	Напор насоса на воде при оптимальном режиме,м	Н = Р / g К КН	5,04*106 /826,4* *9,81 *0,9576 *0,981
	Необходимое число ступеней насоса, шт
	Выбираем стандартное количество ступеней насоса
	КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы	0.8 К Кq оВ	0,8*0,787*0,92**0,52
	Мощность насоса кВт	N = P196 * Qс /	6,13*106 *95,128* /(24*3600*0,31)
	Мощность погружного двигателя, кВт	NПЭД = N / ПЭД
	Давление при откачки жидкости глушения при освоении скважины,МПа	Ргл = гл g L + Рбуф	1200*9,81*545,5+1,4*106
	Напор насоса при освоении скважины, м	Нгл = Ргл / гл g	7,82*106 /1200* 9,81
	Мощность насоса при освоении скважины, кВт	N гл = P гл Qс /	7,82*106 *95,128 / 24*3600* 0,31
	Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины, кВт	N ПЭД. гл = N гл / ПЭД
	Проверяем установку на максимально-допустимую температуру на приеме насоса			Температура на приеме ПЭД меньше допусти-мой
	Проверяем установку на теплоотвод по минимально допустимой скорости охлаждающей жидкости	W = Qс / 0,785 (D2 - - d2)	95,128/24*3600*0,785*(0,1282 - -0,0962)	0,195 - что практически равно минимальной скорости охлаждающей жидкости

SubPUMP оказывает помощь при подборе ЭЦН создавая оптимальный режим работы при текущих условиях работы скважины или анализируя работу существующей системы УЭЦН. Этот анализ обычно проводится инженером по добыче. Конфигурация ствола скважины, анализ флюидов, характеристика притока, вот те параметры, которые используются в качестве основы для проведения анализа работы и подбора подземного оборудования программой SubPUMP.

§ производить запуск заклинившей установки методом «расклинки» в обоих направлениях вращения с различными настройками параметров привода (не на всех модификациях частотных приводов);

§ временно повышать мощность электродвигателя насоса, путем повышения напряжения, что снижает рабочий ток и помогает насосу работать в ситуациях, когда содержание механических примесей превышает норму. Данный режим возможен без остановки двигателя путем изменения значения базовой скорости частотного преобразователя (не на всех модификациях частотных приводов).

Согласно результатам испытаний по термодинамике и вибродиагностике работа на частотах ниже промышленной частоты характеризуется меньшими значениями нагрева и вибрации погружного оборудования. Допускается продолжительная работа погружного двигателя в диапазоне частот 35-60 Гц, при условии обеспечения запаса мощности ПЭД (работа насоса с повышенной частотой вращения ротора). При выводе на режим необходимо избегать резкого увеличения частоты, что влечет за собой массированный выброс КВЧ.

Планируя выполнение работы с УЭЦН на разных частотах необходимо учитывать, что при изменении частоты изменяются параметры работы погружного насоса (закон «подобия»), а именно:

§ производительность насоса ЭЦН – изменяется линейно (прямо пропорционально изменению частоты);

Q=Q50*F/50, м3/сут;

где: Q – расчетная подача, м3/сут;

Q50 – номинальная подача при 50 Гц, м3/сут;

F – расчетная частота, Гц.

§ напор насоса ЭЦН – изменяется в квадратичной зависимости (относительно изменения частоты)

Н=Н50*(F/50)2, м;

где: Н – расчетный напор, м;

Н50 – номинальный напор при 50 Гц, м.

§ потребляемая насосом ЭЦН мощность - изменяется в кубической зависимости (относительно изменения частоты)

N=N50*(F/50)3, кВт;

где: N – расчетная мощность, кВт;

N50 – номинальная мощность при 50 Гц, кВт.

§ мощность двигателя ПЭД – изменяется линейно (прямо пропорционально изменению частоты).

Перед запуском УЭЦН технолог ЦДНГ составляет технологическую программу вывода скважины на режим, где указывает:

§ начальную частоту запуска;

§ параметры набора частоты;

§ максимальную рабочую частоту.

При определении программы вывода на режим с помощью частотного привода необходимо принять во внимание информацию о предшествующей работе данной скважины (причины отказов погружного оборудования, наработки, осложнения).

При определении частоты, с которой необходимо запускать УЭЦН, необходимо учитывать статический уровень жидкости в скважине и определить минимальную рабочую частоту исходя из максимально развиваемого напора установки на данной частоте. При низком значении уровня в скважине запуск на минимальной частоте может не обеспечить подачу ЭЦН продукции на поверхность.

Для УЭЦН, рассчитанных на эксплуатацию при промышленной частоте и близкой к ней (как в большую, так и меньшую сторону) необходимо производить запуск УЭЦН при частоте не выше 40Гц при обязательном соблюдении условия достаточности напорной характеристики ЭЦН. Для «высоконапорных» УЭЦН, предназначенных для длительной эксплуатации на пониженных частотах 35-40 Гц необходимо стремиться производить запуск с 30-35 Гц с последующим разгоном до расчетной частоты.

При запуске УЭЦН необходимо контролировать рабочий ток, который должен быть не выше 80-85% от номинального тока, а в исключительном случае равным номинальному току.

Для подтверждения герметичности НКТ необходимо установить расчетную частоту в зависимости от уровня жидкости в затрубье скважины, учитывая увеличение буферного давления при опрессовке НКТ (1 атм ~ 10 м напора).

После вывода скважины на установившийся режим работы с помощью частотного привода и достижения промышленной частоты (50 Гц.) ведущим технологом ЦДНГ по согласованию с ПТО ДНГ НГДУ принимается решение о дальнейшем повышении частоты и эксплуатации УЭЦН на повышенной частоте (> 50 Гц.) или работе погружного оборудования от СУ.

При интенсивной откачке на минимальной частоте, снижения динамического уровня до напорной характеристики на данной частоте, необходимо увеличение частоты с расчетом обеспечения УЭЦН необходимым напором.

Контроль над параметрами УЭЦН для скважин, пласт которых еще не заработал, производится с периодичностью в соответствии с производительностью УЭЦН до момента появления притока из пласта достаточного для охлаждения двигателя.

Вывод на режим с автоматическим плавным изменением частоты (программа) позволяет минимально увеличивать производительность установки, достичь стабилизации работы на каждом режиме. Не рекомендуется изменять частоту более 3 Гц в сутки (суммарно). Дальнейший вывод на режим и увеличение частоты производить исходя из изменения динамического уровня.

В случае высокого КВЧ, наличия механических примесей в рабочих органах предыдущего УЭЦН по результату разбора в целях предотвращения заклинивания УЭЦН, выпадения осадка на обратный клапан и в НКТ по согласованию с ПТО ДНГ НГДУ допускается изменение частоты более 3 Гц в сутки для обеспечения УЭЦН необходимым напором.

Работу с частотно-регулируемым приводом необходимо осуществлять в соответствии с техническими требованиями по эксплуатации частотного преобразователя персоналом, прошедшим обучение по работе с данным оборудованием.

8.10.4. ОСОБЕННОСТИ ЗАПУСКА И ВЫВОДА НА РЕЖИМ ПРИ ОТСУТСТВИИ ИЛИ НЕИСПРАВНОСТИ АГЗУ

На вновь вводимых, расконсервированных, бездействовавших скважинах и кустах, где отсутствует или не работает АГЗУ и нет возможности произвести замеры другим (переносным, передвижным) оборудованием, вывод всех без исключения УЭЦН необходимо осуществлять с помощью ЧРП (при наличии). УЭЦН должен быть оснащен датчиком термоманометрической системы, а также обязателен вывод параметров работы УЭЦН (Р на приеме, частота, загрузка, ток) от СУ на систему Region.

Принципы вывода таких скважин основаны на выполнении пунктов данного Технологического регламента и расчете дебита скважины согласно зависимости дебита ЭЦН от напора (Q-H– характеристика), а также на контроле процесса вывода - ведущим технологом ЦДНГ не реже 3-х раз в сутки.

Перед началом работ, ведущим технологом ЦДНГ оператору ЦДНГ или представителю ЦЭПУ, занимающейся ВНР УЭЦН, выдается Q-H-характеристика на спущенный в скважину ЭЦН с учетом количества ступеней.

Выполнение операции опрессовки ЭЦН при запуске на расчетной частоте обязательно, это необходимо для определения правильности направления вращения ПЭД и герметичности лифта НКТ. После запуска УЭЦН необходимо выставить минимально необходимую расчетную частоту, но не ниже разрешенной – 35 Гц. Расчет необходимой частоты для вывода производится следующим образом:

§ в зависимости от уровня жидкости в затрубном пространстве скважины рассчитывается необходимый напор ЭЦН по формуле:

Нн=Нд+(Рб-Рз)*10, м.

где: Нн - необходимый напор ЭЦН, м.;

Нд - уровень жидкости в затрубном пространстве скважины, м;

Рб – давление на буфере скважины, атм;

Рз - давление в затрубном пространстве скважины, атм.

§ в зависимости от полученного значения необходимого напора ЭЦН, рассчитывается необходимая частота по формуле:

где: Нэцн - развиваемый напор ЭЦН при номинальной подаче (паспортный), м;

Нн – необходимый напор, м.

В процессе дальнейшего вывода необходимо обязательно контролировать уровень КВЧ и периодически определять истинный Нд (отжатием) и соотносить развиваемый установкой напор с имеющейся на ЭЦН Q-H-характеристикой.

В дальнейшем в процессе вывода необходимо производить увеличение частоты до планируемой (расчетной) частоты определенной при подборе УЭЦН к данной скважине.

В случае снижения динамического уровня необходимо повышать частоту питающего напряжения до планируемой частоты. Темп увеличения частоты определяется условием избежания срыва подачи из-за недостаточности напора.

В случае если после выхода на планируемую частоту динамический уровень будет продолжать снижаться и произойдет срыв подачи по напору или по газу, необходимо произвести остановку ЭЦН и произвести замер восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве и произвести расчет притока из пласта. По результатам расчета притока из пласта технолог ЦДНГ принимает решение о произведении 2-3 откачек до срыва подачи (процесс дренирования пласта), либо о переводе работы ЭЦН в периодический режим эксплуатации пооо согласованию с ПТО ДНГ НГДУ.

В случае если динамический уровень остается неизменным либо начинает расти, при этом наблюдается падение токовой нагрузки, необходимо повышать частоту питающего напряжения согласно параметров «быстрого разгона», до достижения промышленной частоты 50 Гц.

При достижении планируемой частоты необходимо производить дальнейший контроль Нд. В случае стабилизации или небольшом росте уровня можно считать УЭЦН выведенный в режим и соответственно необходимо настроить защиты на СУ.