При работе погружных центробежных насосов нужно учитывать вязкость откачиваемой жидкости и влияние обводненности. Большая вязкость ухудшает характеристику погружного насоса. Большая обводненность приводит к снижению работоспособности насоса, ухудшению его смазки. Механические примеси, которые в нефтяной среде находятся во взвешенном состоянии, более интенсивно начинают выпадать в забойных полостях насоса, что приводит к значительному ускорению износа. На основании технического режима видно, что насосы погружают под динамический уровень на возможно большую глубину для снижения влияния газа на эффективность работы насоса.

На основании гистограмм видно, что 75 %скважин оборудовано электроцентробежными насосами с номинальной подачей 50 м/сут, и насосы эти в основном спускаются на глубину 1500-2000 м, динамический уровень среднем достигает 862 м.

По результатам анализа гистограмм и среднего значения параметра, выбираем типовую скважину № 101/72 (ЭЦН-50-1700-1800).

3.5 Выбор типоразмера и глубины спуска УЭЦН в скважину

Одно из важнейших условий эффективного использования УЭЦН - это правильный подбор УЭЦН к скважине, то есть выбор для каждой конкретной скважины таких взаимообусловленных типоразмеров насоса, электродвигателя с гидрозащитой, кабеля, трансформатора, подъемных труб из имеющегося парка оборудования, и такой глубины спуска насоса в скважину, которые обеспечат освоение скважины и технологическую норму отбора жидкости (номинального дебита) из нее в установившемся режиме работы системы скважина - УЭЦН при наименьших затратах.

Подбор УЭЦН к скважине на современном уровне связан с выполнением относительно трудоемких и громоздких вычислений и осуществляется с помощью ЭВМ.

В настоящем дипломном проекте применяется упрощенный вариант методики подбора УЭЦН к скважине [5], рассчитанный на возможность осуществления его с помощью калькулятора.

В отличие от известных, применяемый способ учитывает возможность оборудования насоса УЭЦН газосепаратором, предназначенным для защиты насоса от вредного влияния свободного газа в откачиваемой из скважины продукции.

Таблица

№	Наименование параметра	Единица измерения	Символ	Значения
1	2	3	4	5
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25	Пластовое давление, приведенное к верхнему ряду отверстий фильтра эксплуатационной колонны Температура продукции у верхних отверстий фильтра, практически равная температуре пласта Геотермический градиент (средний) горных пород вскрытых скважиной Расстояние по вертикали от устья скважины до верхних отверстий фильтра Средний угол между осью ствола скважины и вертикалью Внутренний диаметр эксплуатационной колонны в месте размещения электродвигателя УЭЦН Коэффициент продуктивности скважины Поправка на влияние попадания в призабойную зону пласта технологической жидкости при промывках или глушении скважины на коэффициент ее продуктивности Давление в выкидной линии скважины Технологическая норма отбора жидкости из скважины, приведенная к стандартным условиям (дебит скважины) Внутренний диаметр колонны НКТ Эквивалентная шероховатость внутренних стенок НКТ Давление насыщения нефти попутным газом по данным однократного разгазирования нефти при температуре пласта Газовый фактор нефти Плотность попутного газа при СУ Объемная доля азота в попутном газе Плотность нефти при СУ Плотность технологической жидкости для глушения скважины Объемная доля попутной воды в добываемой из скважины жидкости при СУ Плотность попутной воды при стандартных условиях Коэффициент растворимости попутного газа в попутной воде Постоянные количества газа растворенного в нефти при Тпл Постоянные объемного коэффициента нефти при Тпл Постоянные плотности насыщенной растворенным газом при Тпл нефти Постоянные вязкости насыщенной растворенным газом при Тпл нефти	МПа К К/м м град м м3/(сут*МПа Безразмерн МПа м3/с м м МПа м3/м3 кг/м3 м3/м3 кг/м3 кг/м3 м3/м3 кг/м3 м3/(м3*МПа) - - - - -	Рпл Тф G Hф Dэк К Рл Qжсу DНКТ Кэ Рнас Гн, нас гсу уа нсу тж всу всу г mг nг mв nв m n m n	25 365 0.030 2823 13 0.13 4,3 0.5 0.6 0.00044 0.062 15*10-6 11.6 102 1,185 0.025 840 1160 0.38 1018 0.15 26.9 0.561 1.183 0.0256 830 0.0112 0.00584 0.2759

1.2 Определяем значение забойного давления, соответствующего заданной технологической норме отбора жидкости, по индикаторной диаграмме скважины если известно, что индикаторная диаграмма - прямая линия, по уравнению:

где 86400 - количество секунд в сутках.

Так как в нашем примере индикаторная диаграмма скважины прямая, подставляя в приведенную выше формулу исходные параметры, получаем:

1.3.Рассчитываем и строим методом снизу вверх две кривые: кривую изменения давления по длине эксплуатационной колонны скважины в пределах от до , и кривую изменения объемного расходного газосодержания в скважинной продукции по длине эксплуатационной колонны в пределах того же интервала давлений. Расчет кривых выполняем на ЭВМ, по программе, составленной на языке Фортран IV Волиной Л.С. по алгоритму Ляпкова П.Д., которая имеется в РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина.

Результаты расчетов кривых представлены в виде рисунка (см.Приложение, рис.3.11).

1.4.Задаемся значением объемно-расходного газосодержания у входа в насос в пределах 0,15 - 0,25 для случая всу < 0,5 и определяем по кривой 2 рис.1 расстояние Lн от устья скважины до сечения эксплуатационной колонны, в котором газосодержание равно принятой величине, а по кривой 1 - давление у входа в насос в стволе скважины на найденной глубине.

Пусть гвх = 0,15. Тогда, Lн = 1671 м и Рвх = 6,8 МПа.

1.5.Вычисляем обводненность жидкости у входа в насос, найдя предварительно значение объемного коэффициента нефти при Рвх = 6.8 Мпа (по рис.1) или по формуле (11) [5]:

bнвх = 1,183*6,8=1,243

ввх= 0,330

1.6.Проверяем, выполняется ли неравенство (93) [5], т.е. условие бескавитационной работы насоса.

Для этого вычисляем по (93') значение (гвх)в, поскольку ввх < 0,5 и газожидкостная смесь в насосе относится к типу (н+г)/в:

Сопоставляем найденное значение с гвх = 0,15. Так как (гвх)в < гвх,, приходим к заключению, для обеспечения бескавитационной работы насоса при принятой глубине спуска его в скважину перед насосом должен быть установлен газосепаратор необходимого типоразмера.

1.7.Вычисляем по (74) [5] значение коэффициента сепарации свободного газа перед входом продукции в насос при работе его на глубине Lн = 1764 м, принимая Ксгс = 0,75 , так как .

Принимаем, что для отбора заданного дебита жидкости из скважины диаметром 0,13 м надо использовать насос группы 5. Тогда диаметр всасывающей сетки насоса, Dсн = 0,092 м.

Так как ввх 0,5, берем др.г. = 0,02 м/с.

Вычисляем значение приведенной скорости жидкости в зазоре между эксплуатационной колонной скважины и насосом перед всасывающей сеткой его:

(м/с)

Вычисляем значение Кск:

Кс = Кск +К(1-К)= 0,338+0,75(1-0,338)=1,34

1.8.Вычисляем по (75) [5] действительное давление насыщения жидкости в колонне НКТ, приняв Кфн = Кфв = 1:

1.9.Рассчитываем методом сверху вниз кривую изменения давления вдоль колонны НКТ в интервале от устьевого сечения ее (L=0) до глубины L=1671 м, найденной в п.1.4,принимая давление в устьевом сечении НКТ равным давлению в выкидной линии скважины, , а из п.1.7.

Расчет в основном аналогичен расчету кривой и отличается от него, главным образом, необходимостью учета потерь давления на преодоление гидравлического трения в НКТ, то есть ведется на базе использования того же уравнения (92) [5], но с учетом второго слагаемого в знаменателе его правой части, а так же нагрева прдукции, поступающей в колонну НКТ, теплом, выделяемым двигателем и насосом УЭЦН. Расчет кривой выполняем на ЭВМ, по программе, составленной на языке Фортран IV Волиной Л.С. по алгоритму Ляпкова П.Д., которая имеется в РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина.

Результаты расчетов кривой представлены в виде рисунка (см. Приложение, рис.3.11).

1.10.Определяем давление в НКТ на выходе из насоса (на глубине Lн = 1671 м) по кривой 3 рис.3 и давление Рс, которое требуется для работы системы скважина - УЭЦН с заданным дебитом жидкости:

Рвых = 17 МПа

Рс = Рвых - Рвх = 17 - 6,8 =10,2 (МПа)

1.11.Вычисляем среднюю температуру продукции в насосе по (64) [5]:

bн находим по рис.3.9: bн = 1,27

=

определяем по (71) [5]:

принимаем равным 0,76 , т.к. насос группы 5

По справочнику [1] находим ближайшую по подаче установку группы 5 - УЭЦН - 50 с к.п.д. насоса 0,43. Затем находим приближенно кажущуюся вязкость продукции в насосе по (40) [5], т.к. :

Поскольку температура продукции в насосе ниже и равна приближенно температуре в стволе скважины перед входом в насос:

Вносим поправку на вязкость нефти по номограмме Льюиса и Сквайрса рис.4 [5].

Вязкость нефти в насосе при Т=328 К:

Поскольку внешней фазой является нефть, и , то кажущуюся вязкость жидкости принимаем равной вязкости попутной воды при заданной :

Находим по (73) значение параметра , учитывающего влияние вязкости жидкости на к.п.д. насоса:

Поскольку , то значение к.п.д. насоса по (72) [5] , будет:

Определяем Тн.ср.:

1.12.Вычисляем среднеинтегральный расход жидкой части продукции через насос по (88), принимая

1.13.Вычисляем по (89) [5] среднеинтегральный расход свободного газа через насос. Сначала находим значения в насосе:

определяем по (58) при

Определяем Тпр и Рпр по (60), (59) [5]:

Т.к.. и , то

Определяем zа по (62) [5]:

Подставив значения А, В и zср в (89) получаем:

(м/с)

1.14.Вычисляем среднеинтегральный расход ГЖС через насос по (85) [5]:

(м/с)

1.15.Вычисляем массовый расход через насос (76):

1.16.Вычисляем среднеинтегральную плотность продукции в насосе по (90):

(кг/м3)

1.17.Вычисляем напор, который необходим для работы системы скважина - УЭЦН с заданным дебитом Qжсу = 0,00044 по (91):

(м)

1.18.Вычисляем среднеинтегральное газосодержание в насосе:

1.19.Определяем кажущуюся вязкость жидкости в насосе при Тср.н.= 328 К. Поскольку внешней фазой является нефть, то вязкость жидкой части и ГЖС будет равна:

1.20.Вычисляем значение коэффициента КQ для учета влияния вязкости на подачу насоса по формуле (97) [5]:

и на напор по формуле (98):

КQ = 0,826; КН = 0,969.

1.21.Вычисляем значение подачи и напора, которые должен иметь насос при работе на воде, чтобы расход ГЖС был 4,394*10-4 (м3/с) и напор 1111 м:

(м3/сут)

(м)

1.22.Выбираем по Qв, Нвс, Dэк типоразмер УЭЦН [1], насос которой удовлетворял бы условиям. Такой установкой является УЭЦН5 - 50 - 1300 (номинальный напор Нном = 1360 м, номинальное число ступеней z = 264, оптимальная подача насоса 47,5 м3/сут, напор при оптимальной подаче 1202,5 м).

Проверяем, выполняются ли условия:

(м)

Нвс = 1147 1300-222 = 1078 (м)

В комплект выбранной установки входят также: электродвигатель ПЭД32-103В5 номинальной мощностью 32 кВт и допустимой температурой охлаждающей жидкости 70о С, кабель КПБК 3х16, трансформатор ТМПН - 100/3, 1,17-73У1 и станция управления ШГС 5805-49АЗУ1.

1.23.Определяем вероятное значение к.п.д. насоса при работе на воде с подачей Qв = 50 м3/сут:

1.24.Находим к.п.д. выбранного насоса при работе в скважине. Предварительно оцениваем значение коэффициента К, учитывающего влияние вязкости проходящей через насос продукции на к.п.д. насоса по формуле:



Т.к. В = 43028 < 47950, то К

Поэтому к.п.д. насоса, работающего в скважине, будет:

1.25.Вычисляем мощность, которую будет потреблять насос при откачке скважинной продукции по формуле:

1.26.Сопоставляем значение Nн со значением номинальной мощности штатного двигателя NдшNн и разность не больше одного шага в ряду номинальных мощностей погружных электродвигателей типа ПЭД, которые могут быть спущены в скважину вместе с выбранным насосом:

> 1,3

(кВт)

Т.к. значение N = 17,5 кВт больше разности номинальных мощностей выбранного двигателя ПЭД32 - 103В5 и ближайшего к нему двигателя ПЭД22 - 103 В5 меньшей мощности того же диаметра, для привода насоса избираемой установки берем по таб.6 [5] такой ближайший типоразмер ПЭД, номинальная мощность которого, при прочих равных условиях, не меньше 1,3 N, где 1,3-коэффициент запаса мощности двигателя в расчете на увеличение его ресурса, выработанный практикой эксплуатации УЭЦН. В нашем случае это ПЭД40 - 103АВ5

1.27.Определяем по таблице 6 [5] минимально допустимую скорость охл (м/с) потока в зазоре между стенкой эксплуатационной колонны скважины и корпусом двигателя и вычисляем по формуле:

минимально допустимый отбор жидкости из скважины (м3/сут) с точки зрения необходимой интенсивности охлаждения ПЭД. Согласно таблице 6 для ПЭД40 - 103 АВ5 охл = 0,12 м/с, поэтому:

(м3/сут)

1.28.Вычисляем глубину спуска насоса, исходя из возможности освоения скважины (в частности, после ее промывки или глушения), по формуле:

Нпогр = 100 м; Рмтр = 0,1 + Рл

1.29.Т.к. Lн/Lосв = 1947/1950 < 1, то увеличиваем глубину спуска насоса до 1701 м.

1.30.Вычисляем напор, которым должен располагать подбираемый к скважине насос в период ее освоения при работе с дебитом Qохл по формуле (103) [5]:

где Нсопр - потеря напора в м на преодоление трения в местных сопротивлениях на пути движения жидкости от напорного патрубка насоса до выкидной линии скважины.

(м)

Подставляя в (103), получаем:

(м)

1.31.Определяем по паспортной характеристике насоса его напор НQохл при подаче Qохл и проверяем, выполняется ли условие:

НQохл = 1370м при Qохл = 51,2 м3/сут

Выбранный типоразмер насоса удовлетворяет неравенству.

1.32.Уточняем значения подачи Qв и напора Нвс выбранного ранее насоса при работе его на воде в режиме, соответствующем значению Qср и Нс. Для этого:

1.32.1. определяем значение коэффициента быстроходности рабочей ступени выбранного насоса по таблице 6 [5]. Для насоса ЭЦН5 - 50 - 1300 ns = 91.

1.32.2Вычисляем значение модифицированного числа Рейнольдса потока в каналах ступеней центробежного насоса по формуле (105) [5]:

1.32.3.Определяем относительную подачу насоса:

1.32.4.Вычисляем значение КH,Q для найденных выше Reц и Qв/Q по формуле (106) и (107) [5]:

Из полученных двух значений берем наименьшее, а именно КН,Q = 0,937

1.32.5.Определяем уточненное значение подачи Qв и напора Нвс при работе насоса на воде: (м/с) = 40,5 (м3/сут)

(м)

1.32.6.Проверяем, удовлетворяют ли значения Qв и Нвс неравенствам (2) и (3) [5]:

0,65 < 40,5/47,5 = 0,853 < 1,25

1186 1300 - 222 =1078 (м)

1.33.Вычисляем значение коэффициента К для найденных выше Reц и по формулам (108) и (109):

Выбираем меньшее из этих двух значений, К = 0,723

1.34.Определяем разность между давлением, которое может создать насос с номинальным числом ступеней при работе в скважине на установившемся режиме с дебитом Qжсу, т.е. при среднеинтегральном расходе скважинной продукции через насос Qср и давлением, достаточным для работы системы скважина - УЭЦН на этом режиме по формуле:

Нвн = 1300 - 222 = 1078 (м); Нвс = 1147 (м)

(МПа)

Вычисляем значение отношения Р/Рс:

Т.к. 0,058 0,05, давление, которое насос способен развивать при работе со среднеинтегральной подачей в скважине не превышает требуемое.

1.35.Определяем мощность на валу насоса при его работе на установившемся режиме системы скважина - УЭЦН для проверки соответствия выбранного погружного электродвигателя уточнением значений потребляемой насосом мощности.



Nгс = 1 кВт

Таким образом, штатный двигатель ПЭД40 - 103АВ5, может быть использован для привода насоса.

1.36.Подбираем для УЭЦН газосепаратор, в нашем случае это модуль насосный газосепаратор МН-ГСЛ5.

3.6 Осложнения и неполадки в работе скважин оборудованных ЭЦН

Основное число отказов вызывают электродвигатель и кабель. Самый ненадежный узел электродвигателя - изоляция обмоточного провода статора двигателя. Два ее недостатка вызывают наибольшее число отказов. Это недостаточные изоляционные качества и недостаточная теплоемкость. Так как, состав узлов УЭЦН работают в тяжелых условиях; узлы установок испытывают высокие давления, как при эксплуатации, так и при проведении различных технических операции. На них действуют следующие факторы:

абразивное действие различных примесей;

коррозионное действие пластовых вод и газов;

повышенная температура;

Все это способствует преждевременному износу узлов насоса. Повышение надежности работы является одним из главных факторов повышения технико-экономических показателей работы скважин.

Основными причинами выхода из строя кабеля являются:

недостаточная стойкость изоляции к действию пластовой воды, нефти и газа;

механические повреждения при спуске УЭЦН в скважину, вследствие погружной скорости спуска и недостаточного прямления кабеля к НКТ.

Основные причины выхода из строя погружных электродвигателей:

пробой изоляции обмоток ПЭД возникает вследствие недостаточной надежности изоляции обмотки электродвигателя;

одним из решающих факторов, влияющих на срок службы изоляции обмотки является ее температура.

Присутствие эмульгированного газа увеличивает объем смеси, проходящей через первые рабочие ступени насоса, и забирает часть энергии, подводимой к валу насоса, на сжатие газовых пузырьков и их полное растворение в нефти.

Таблица 3.4 Аварийность фонда скважиноборудованных ЭЦН в НГДУ "Лангепаснефть" за 1998г.

№	Причина аварии	кол-во
1.	Износ рабочих органов	8
2.	Пробой обмотки	3
3.	Пробой токовода	3
4.	Пропуск торцевых уплотнений	2
5.	Пробой в теле	1
6.	Пробой в сростке	1
7.	Механические повреждения	5
8.	Засорение насоса	8
9.	Не герметичность НКТ	2
10.	Прочие	2
11.	Низкий динамический уровень	6
12.	Не работает защита		3
13.	Неправильный подбор установки	2
14.	Не расследована	1
15.	Не установлена	2
16.	Срыв подачи
	запуск без исследования	6
17.	ГТМ	3

Из анализа причин аварийности УЭЦН видно, что установки, оборудованные УЭЦН, в основном выходят из строя по причинам связанным с тяжелыми условиями эксплуатации.

3.7 Разработка мероприятий по улучшению работы электронасосов

С целью выявления путей повышения эффективности эксплуатации скважин УЭЦН необходимо рассмотреть основные причины аварийности, которые мы уже рассматривали, и провести мероприятия для усовершенствования скважин.

Все аварии условно можно разделить на две группы:

1. Аварии, не зависящие от деятельности НГДУ;

2. Аварии, зависящие от деятельности НГДУ.

Подавляющее количество ремонтов (более 70 %) связано с аварийностью электрической части УЭЦН. Основные причины аварий следующие: пробой изоляции обмоток ПЭД; пробой изоляции кабеля; пробой и сгорание токовода; заклинивание ротора, поломка вала ПЭД; заклинивание и выход из строя подшипников насоса; износ сальникового уплотнения; поломка вала насоса; засорение насоса.

Рассмотрим вкратце основные причины аварии. Пробой изоляции обмоток ПЭД возникает вследствие недостаточной надежности изоляции обмотки, ненадежности работы сальникового узла насоса и неэффективной работы гидрозащиты (протектора). При полном соблюдении всех требований инструкции по подбору и монтажу установок ЭЦН эта причина аварийности не исключается, поэтому она не зависит от деятельности НГДУ.

Пробой изоляции кабеля является достаточно распространенным явлением в практике эксплуатации скважин УЭЦН, занимая примерно 15% от общего объема ремонтов электрической части. Основными причинами аварий с кабелем являются:

1. Зависящие от деятельности НГДУ

а) Механическое повреждение при спуско-подьемных операциях, вследствие нарушения скоростей спуско-подьема установки и недостаточности крепления кабеля к трубам;

б) недостаточная электрическая прочность в месте сращивания круглого и плоского кабеля;

2. Не зависящие от деятельности НГДУ

а) недостаточная стойкость резиновой изоляции к действию пластовой воды, нефти и газа, что приводит к разбуханию ее и насыщению газовыми пузырьками;

б) недостаточно высокая герметичность резиновых кабелей;

в) неравномерная толщина резиновой изоляции по длине кабеля;

г) недостаточная механическая прочность металлической брони.

Пробой токовода происходит вследствие недостаточно эффективной защиты его от попадания пластовой жидкости, а сгорание колодки токовода, вследствие чрезвычайно высокой плотности тока, приходящейся на единицу поверхности колодки. Заклинивание ротора является следствием износостороннего износа немагнитных пакетов, износа слоя баббита, а также вследствие «залипания» ротора.

Основными мероприятиями для снижения аварийности с УЭЦН, происходящей по вине НГДУ, следует считать:

тщательный подбор установок и электрических параметров их работы в соответствии с опытом эксплуатации УЭЦН и инструкциями по подбору к монтажу;

обязательная подготовка скважины (промывка, очистка забоя и шаблонирование колонны);

организация эффективного контроля и испытания отремонтированных двигателей на специальных стендах (испытание повышенными напряжениями при предельно допустимой температуре окружающей среды);

проверка и отбраковка кабельных муфт, мест сращивания кабеля под высоким давлением и повышенным напряжением;

систематический контроль сопротивления изоляции при сборке, установке на устье скважины, во время спуска установки и после ее запуска;

отладка и отстройка релейной защиты станции управления;

Для увеличения срока службы насоса при отборе жидкости с большим содержанием песка в конструкции насоса можно сделать следующие основные изменения:

чугунные рабочие колеса заменить пластмассовыми из полиамидной смолы, стойкой против износа свободно несущимся абразивом и не набухающей в воде;

текстолитовую опору колеса заменить резиновой, а в направляющем аппарате опорой для этой резиновой шайбы служит стальная термообработанная втулка;

для уменьшения износа ступиц рабочих колес и вала становятся дополнительные резинометаллические радиальные опоры, которые препятствуют изгибу вала при его вращении. Таким образом, снимаются усилия у радиальной опоры колеса в направляющем аппарате.

Для улучшения работы ПЭЦН при откачке газированной жидкости можно использовать специальный газовый центробежный сепаратор, предложенный Ляпковым П.Д., устанавливаемый на валу насоса перед первой его ступенью. Газ, как более легкий компонент, концентрируется в центральной части сепаратора, откуда отводится по специальным каналам в межтрубное пространство. Жидкость, как более тяжелый компонент, концентрируется на периферии сепаратора и по каналам направляется к первой рабочей ступени насоса.

Другим способом улучшения рабочих характеристик ПЭЦН при работе их на газированной жидкости является установка рабочих колес повышенной производительности вместо нескольких первых рабочих ступеней насоса.

При несоответствии мощности выбранного двигателя той, которая рекомендуется комплектовочной ведомостью, выбирается двигатель другого типоразмера того же габарита. Здесь важно отметить возможность выбора двигателя большего габарита по диаметру, но при этом необходима проверка поперечного габарита всего агрегата и сопоставление его с внутренним диаметром обсадной колонны скважины.

При выборе двигателя необходимо учитывать температуру окружающей жидкости и скорость ее потока. Так как двигатели рассчитаны на работу в среде с температурой до 50 - 70 С, желательно снизить нагрузку для уменьшения перегрева обмоточных проводов. Для каждого двигателя рекомендуется своя минимальная скорость потока, исходя из условий его охлаждения. Эту скорость необходимо проверить.

За последние годы в НГДУ «Лангепаснефть» проводился целый комплекс мероприятий по увеличению межремонтного периода, таких как:

входной контроль новых УЭЦН и кабеля в цехе по ремонту УЭЦН на специальном стенде со снятием рабочих характеристик насоса и ПЭД;

испытание барабана с кабелем на повышенные напряжения в ванне с раствором поваренной соли;

все УЭЦН и кабель, выходящие из строя, ремонтируются и проходят те же испытания, что и новые установки и кабель;

подбор при переводе новых скважин и оптимизацию старых скважин только на ЭВМ;

создана комиссия по расследованию повторных ремонтов УЭЦН.

Стабильный МРП за 1998г. связан с осуществлением указанных организационно-технических мероприятий.

4. Технологическая часть проекта

4.1 Возможности струйных насосных установок для эксплуатации добывающих скважин с осложненными условиями

Проблема повышения нефтеотдачи пластов органически связана с решением целого ряда вопросов не только по выбору возможного в данных условиях способа эксплуатации добывающих скважин, но и с разработкой новых методов подъема продукции скважин. Одним из новых и перспективных для нефтепромысловой практики видов добывающего оборудования являются установки струйного насоса (СН).

Струйные аппараты нашли широкое применение в самых различных отраслях народного хозяйства, что связано с простотой их конструкции, отсутствием движущихся частей, высокой надежностью и возможностью работать в очень осложненных условиях: при высоком содержании в жидкостях механических примесей, в условиях повышенных температур, агрессивности инжектируемой продукции и т.д.

В настоящее время основной прирост добычи нефти в стране идет за счет восточных и северных районов, характеризующихся сложными природно-климатическими условиями. Совершенно естественно, что при этом существенно повышаются требования к надежности погружного оборудования для эксплуатации добывающих скважин, к увеличению его межремонтного периода. Кроме того, погружное оборудование должно работать в области повышенных температур, в условиях откачки жидкостей с высоким содержанием свободного газа, а зачастую и механических примесей, откачивать из скважин вязкую и сверхвысоковязкую жидкость. Использовать в этих условиях существующее оборудование не всегда представляется возможным.

При разработке конструкции установки "ЭЦН-СН" исходили из следующих основных требований:

1. Возможность увеличения отбора продукции из добывающих скважин.

2. Максимальное использование сепарирующегося на приеме насоса свободного газа для подъема жидкости из скважины.

3. Повышение КПД установки за счет исключения трубопровода для силовой жидкости (снижение гидравлических потерь).

4. Упрощение конструкции установки со струйным насосом, повышение надежности ее работы и снижение металлоемкости (исключается вариант двухрядного подъемника или отпадает необходимость использования пакера, отпадает необходимость специальной подготовки рабочей жидкости и обслуживания всего поверхностного оборудования.

Указанным требованиям отвечают установки ''ЭЦН-СН '', схема которых представлена на рис.4.1.

Рис.4.1. Принципиальные схемы установок "ЭЦН-СН":

а - без диффузора с воронкой для сепарирующегося газа и обратным клапаном; б - с камерон смешения и диффузором; I - установка ЭЦН; 2 - камера НКТ; 3 - муфта; 4 - сопло; 5 - приемная камера; 6 -камера смешения; 7 - диффузор; 8 - обратный клапан; 9 - воронка

Ю. А. Цепляевым доказано, что по энергетическим характеристикам установка "ЭЦН-СН" может не уступать УЭЦН. В ряде случаев КПД установки "ЭЦН-СН" может быть даже выше, чем КПД только УЭЦН. Это принципиально важное положение связано с тем, что повышается гидравлический КПД установки за счет устранения гидравлических потерь при транспорте жидкости с поверхности (от силового поверхностного привода), а также за счет более полного и эффективного использования в процессе подъема жидкости природной энергии свободного газа, как проходящего через насос, так и сепарирующегося у приема насоса (объемы сепарирующегося у приема насоса газа иногда могут быть значительными), ликвидации нестабильного состояния раствора при прохождении через струйный насос и создания мелкодисперсной эмульсионной структуры газожидкостной смеси в камере смешения. Добавка определенного количества поверхностно-активных веществ (через затрубное пространство) в этом случае позволяет сохранить эмульсионную структуру газожидкостного потока на всей длине подъемника и существенно повысить КПД процесса подъема смеси. Кроме того, КПД установки "ЭЦН-СН" может быть повышен за счет работы ЭЦН на оптимальном режиме (максимальный КПД насоса), если при расчете расход рабочей жидкости для струйного насоса принят равным подаче ЭЦН на оптимальном режиме. В данном случае струйный насос используется и как средство регулирования работы УЭЦН.

Отличительной особенностью установки на рис.4.1а является то, что струйный аппарат выполнен без диффузора, а роль камеры смешения играет сам подъемник (колонна насосно-компрессорных труб). Преимуществом этой схемы является наличие обратного клапана, предотвращающего слив жидкости из подъемника при кратковременных отключениях установки установки ЭЦН, что благоприятно сказывается на пусковом режиме погружной установки при последующих включениях ее.

4.2 Насосно-эжекторная система и технология "Тандем"

Технология "Тандем" предназначена для повышения надежности и эффективности работы системы "УЭЦН-скважина-пласт". Для ее реализации в состав установки погружного центробежного насоса включаются модуль насосный газосепаратор МН-ГСЛ5 и струйный насос СН-73, в приемной камере которого имеется обратный клапан.

4.3 Устройство и применение

Компоновка установки представлена на рис.4.2. Система "Тандем" позволяет расширить диапазоны подач УЭЦН в достаточно широких пределах, привести работу насоса к оптимальному режиму, повышать устойчивость работы насоса в режимах подач менее оптимального режима.

Рис. 4.2.Схема установки «Тандем»

4.4 Устройство и принцип действия

Устройство для подъема газированной жидкости из скважины (рис.4.2) содержит установленные на насосно-компрессорных трубах 1 погружной насос 2, нагнетательный патрубок 3 которого подключен к активному рабочему соплу 4 струйного аппарата с приемной камерой 5, камерой смешения 6 с диффузором 7, сепаратор 8 с входным окном 9, каналами 10 отвода газообразной среды, сообщенными с приемной камерой 5 и входным жидкостным патрубком 11, подключенным к всасывающему патрубку насоса 2. С целью повышения надежности работы за счет предотвращения затрубного фонтанирования скважин, каналы 10 отвода газообразной среды сепаратора 8 и приемная камера 5 струйного аппарата сообщены с затрубным пространством скважин, при этом сепаратор 8 выполнен центробежного типа. Приемная камера 5 струйного аппарата снабжена обратным клапаном. Устройство содержит также двигатель 13 (с протектором и компенсатором), кабель 14 и спускается в обсадную колонну скважин 15.

При работе устройства газированная жидкость из скважины поступает в кольцевое пространство вокруг устройства. Часть жидкости через входное окно 9 поступает в центробежный сепаратор 8. Отсепарированный газ через каналы 10 отвода газообразной среды поступает в кольцевое пространство, а жидкость через жидкостной патрубок 11 - во всасывающий патрубок насоса 2. Другая часть газированной жидкости. Минуя сепаратор 8 и насос 2, поступает по затрубному пространству в приемную камеру 5 струйного аппарата через обратный клапан 6. При этом туда же поступает отсепарированный сепаратором 8 газ. Жидкость, нагнетаемая насосом 2 поступает по нагнетательному патрубку 3 в активное сопло 4 и, истекая из него, увлекает из приемной камеры 5 перекачиваемую газированную жидкость в камеру смешения 6. Из камеры смешения 6 смесь сред поступает в диффузор и далее по НКТ 1 на поверхность.