Изучение основ работы электрического центробежного насоса. Подбор установки к скважине

При выводе на режим УЭЦН-20 через 2 часа работы, УЭЦН 50-80 через 1час работы после запуска замерить Ндин. и Qж, после чего установку отключить на охлаждение на 30 мин. При достаточном (более 50% номинальной производительности) притоке из пласта дальнейший вывод на режим производить без остановки на охлаждение. При недостаточном притоке из пласта (менее 50%) УЭЦН отключать на охлаждение при достижении предельно допустимого динамического уровня. Высокопроизводительные установки, начиная с ЭЦН-125, допускается выводить на режим без остановки на охлаждение при притоке из пласта более 50% от номинальной производительности.

При выводе на режим низкодебитных скважин допускается применение ячеек АПВ блока управления СУ ШГС5805 с настроенной программой: 2 часа работы - 30 мин остановки. Через каждые 5 часов работы (2 цикла работы в автоматическом режиме) производить замер Нд и Qж, с целью оперативного изменения (при необходимости) программы вывода на режим.

Данный способ применяется при температуре воздуха не ниже минус 20єС.

В зимнее время, в случаях длительной остановки скважины на приток должны быть приняты меры против замораживания коллектора.

При довыводах скважин, периодичность измерения Ндин и Qж должна составлять не менее 3-х раз в сутки. Особо важное значение имеет замер Qж, так как это позволяет своевременно заметить снижение дебита, часто возникающее вскоре после запуска из-за засорения насоса, негерметичности обратного клапана устьевой арматуры и др. причин.

Скважина считается выведенной на режим, после того как УЭЦН откачала двойной объем жидкости глушения и если по ней установился постоянный дебит и результаты 3-х измерений динамического уровня, выполненные в течение суток, постоянны или наблюдается повышение уровня. При этом подача насоса должна быть в пределах рабочей части характеристики Q-Н насоса.

Циклом откачки считается снижение динамического уровня до предельно допустимых значений. При выводе на режим не допускается откачка уровня ниже, чем 300 м над приемом УЭЦН.

Если скважина после 3-го цикла откачки не выходит на режим, решением начальника нефтепромысла она подлежит дальнейшему довыводу путем штуцирования или переводу на периодический режим работы или подъем УЭЦН из скважины. При регулировании производительности насоса путем штуцирования не допускается снижать подачу более чем на 50% от номинальной величины.

Исполнителю работ по выводу на режим УЭЦН (оператору по исследованию или оператору по добыче или эл. монтеру цеха проката) ежесменно передавать информацию диспетчерам нефтепромысла, ЦБПО ЭПУ.

После вывода УЭЦН на режим, через 1 сутки выполнить замер Ндин, Qж, отбор пробы жидкости на обводненность продукции и на содержание мех. примесей.

По заявке, нефтепромысла цех проката ЦБПО ЭПУ одновременно в присутствии представителя нефтепромысла производит подбор оптимального напряжения и настройку защиты СУ.

Представитель нефтепромысла заполняет соответствующие графы эксплуатационного паспорта по выводу на режим с приложением подтверждающих документов, эхограмм.

3.7 Подтверждение режима работы УЭЦН

После трех суток (но не позднее семи суток) работы скважины с УЭЦН в стабильном режиме представитель ЦДНГ в присутствии представителя ЦБПО ЭПУ производит подтверждение режима работы УЭЦН с контрольным замером дебита, динамического уровня, линейного, буферного и затрубного давления, определяет герметичность обратного клапана установленного над УЭЦН для выставления времени самозапуска. При выставлении времени самозапуска необходимо учитывать время слива столба жидкости из насосно-компрессорных труб (при негерметичном обратном клапане).

Представитель ЦБПО ЭПУ в присутствии представителя ЦДНГ производит проверку сопротивления изоляции УЭЦН, подбор оптимального напряжения ПЭД путем регулировки ступеней напряжения трансформатора. После этого, исходя из достигнутого рабочего тока, настраивает защиты СУ.

Все данные представители ЦДНГ и ЦБПО ЭПУ заносят в эксплуатационный паспорт УЭЦН и в формуляр СУ.

Ответственность за качественное подтверждение работы УЭЦН возлагается на лиц непосредственно выполняющих работы на скважине.

4. Охрана труда и окружающей среды

4.1 Обеспечение безопасности работников, при эксплуатации УЭЦН

При эксплуатации скважин УЭЦН устье скважины оборудуется арматурой, с манифольдом для выпуска газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и разрядки затрубного пространства, а также глушения скважины и проведения исследовательских работ. Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное уплотнение.

Силовой кабель прокладывается от станции управления к устью скважины в траншее или на специальных стойках-опорах. Установки погружных электронасосов оснащаются датчиками для получения информации на станции управления о давлении на приеме насоса и температуре масла в электродвигателе.

Устье скважины оборудуется сальниковым устройством. Ствол скважины, в который погружной электронасос спускается впервые, а также при смене насоса, проверяется шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружных электроцентробежных насосов.

Система замера дебита скважины, пуска, остановки и показания нагрузки электродвигателя имеют выход на диспетчерский пункт нефтепромысла. Для нефтяных насосов обязательна их эксплуатация только с электродвигателями во взрывозащищенном исполнении.

Детали уплотнений насосов должны выполняться из материалов, не дающих искрообразования. Конструкция направляющего ролика обеспечивает свободное набегание кабеля, а также исключает возможность его соскакивания. При эксплуатации скважин УЭЦН заземлению подлежат: оборудование устья скважины, металлический корпус соединительной коробки кабеля, корпус станции управления, трансформатора, броня кабеля. Сопротивление контура заземления должно быть не более 4 Ом.

Станция управления оборудуется коммуникационной и защитной аппаратурой. Проверка надежности крепления аппаратов, контактов наземного электрооборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токоведущим частям, производится только при выключенной установке, при выключенном блоке "рубильник-предохранитель" и со снятием с него предохранителей.

Включение и выключение установки производится нажатием на кнопки "Пуск" и "Стоп" или поворотом переключателя, расположенного на наружной стороне двери станции управления. К работе допускаются люди, имеющие квалификацию 1 группы, прошедшие специальный инструктаж.

Все монтажные работы, проверка, регулировка, ремонт и установка измерительных приборов и релейных аппаратов в станции управления, а также переключения ответвлений в трансформаторе проводятся только при выключенной установке, включенном блоке "рубильник-предохранитель", со снятыми предохранителями двумя лицами с квалификацией одного не ниже группы 3.

4.2 Охрана окружающей среды и недр на месторождении при эксплуатации скважин

Нефтяная и газовая промышленность остаются потенциально опасными по загрязнению окружающей среды и ее отдельных объектов. Возможное воздействие их на основные компоненты окружающей среды (воздух, воду почву, растительный и животный мир, человека) обусловлено токсичностью углеводородов, их спутников, большим количеством химических веществ в технологических процессах, наличием опасных производств.

В процессе добычи, транспортировки и хранения нефти и газа непрерывное загрязнение окружающей среду вызвано различного рода утечки в трубопроводах и оборудовании.

Основным источником вредных выбросов в окружающую среду являются: открытое фонтанирование, аварии на транспорте, утечки и порывы водоводов и нефтепроводов, сжигание газа и конденсата на факелах.

Для предотвращения загрязнения почв при проектировании и эксплуатации объектов нефтепромыслов предусматривается:

- полная герметизация систем сбора, сепарации и подготовки нефти и газа;

- автоматическое отключение скважин отсекателями при порыве выкидной линии;

- покрытия изоляции усилительного типа магистральных нефтепроводов со 100% просвечиванием стыков на однониточных переходах через естественную или искусственную преграды;

- использование бессточных систем канализации стоков;

- сброс загрязненных нефтью стоков с АГЗУ в специальные канализационные колодцы при капитальных ремонтах;

- полное использование пластовых и промысловых сточных вод для закачки в продуктивные пласты и поддержки пластового давления;

- внутреннее противокоррозионное покрытие трубопроводов, перекачивающих пластовую воду.

Мероприятия по охране недр являются важным элементом и составной частью всех основных технологических процессов при разработке и эксплуатации месторождений. Сюда включают:

- комплексное геологическое изучение строения недр, получения достоверных данных о количестве полезных ископаемых;

- выбор, обоснования прогрессивных систем вскрытия, способов разработки, технологии добычи и т.д.;

- объемы, виды и организация работ по рекультивации земель;

- предотвращение открытых нефтяных и газовых фонтанов;

- сохранения в чистоте водоносных горизонтов, предотвращения их истощения, использование нефтяного газа;

- предотвращения загрязнения, заражения, опасной деформации, сейсмического воздействия на недра при эксплуатации и исследовании скважин.

Заключение

В результате работы были рассмотрены: устройство УЭЦН, освоение (вывод на режим) после подземного ремонта, анализ отказов УЭЦН, метод подбора установки к скважине.

В ходе своего многолетнего развития и усовершенствования установка погружного электроцентробежного насоса не претерпела значительных изменений в устройстве. Тенденция развития определилась увеличением надёжности. С целью улучшения этого показателя проводятся анализы работы (отказов) оборудования, для изменения режимов эксплуатации на более щадящие. Также на предприятиях разрабатываются технологические регламенты, с целью установления качественного ввода в эксплуатацию погружного оборудования (в строгом соответствии с техническими условиями и руководству по эксплуатации УЭЦН заводов-изготовителей) и обеспечения долговременной устойчивой работы этого оборудования.

Список используемых источников

1. Андреев А.Е., Кожевников В.В., Лушникова Л.В., Семенов Д.Ф. Справочник инженера по добыче нефти. - Нефтеюганск: ОАО "Нефтеюганская типография", 2007

2. Кабиров М.М., Гафаров Ш.А. Скважинная добыча нефти. - Санкт-Петербург: Недра, 2010. - 416 с.

3. Покрепин Б.В. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин.- Волгоград: Ин-фолио, 2008

4. Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин А.Ю., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1989

5. Бухаленко Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. - М.: Недра, 1990

6. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. - М.: Нефть и газ, 2003

7. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1989

8. Молчанов А.Г. Подземный ремонт скважин. - М.: Недра, 1986

9. Сулейманов А.В. и др. Техника и технология капитального ремонта скважин. - М.: Недра, 1987

10. Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 2009.

11. Раабен А.А., Шевалдин П.Е., Максутов Н.Х. Ремонт и монтаж нефтепромыслового оборудования: Учеб. Для техникумов. 3-е изд., переработ. и доп. - М.: Недра, 1989.

Размещено на Allbest.ru