Технико-эксплуатационная характеристика скважины Карповского месторождения

В производственных условиях случается временное обесточивание силовых линий из-за грозы, обрыва проводов, из-за их обледенения и пр. Это вызывает остановку УПЦЭН. При этом под влиянием стекающего из НКТ через насос столба жидкости вал насоса и статор начинают вращаться в обратном направлении. Если в этот момент подача электроэнергии будет восстановлена, то ПЭД начнет вращаться в прямом направлении, преодолевая силу инерции столба жидкости и вращающихся масс.

Пусковые токи при этом могут превысить допустимые пределы, и установка выйдет из строя. Чтобы этого не случилось, в выкидной части ПЦЭН устанавливается шаровой обратный клапан, препятствующий сливу жидкости из НКТ.

Обратный клапан обычно размещается в головке насоса. Наличие обратного клапана осложняет подъем НКТ при ремонтных работах, так как в этом случае трубы поднимают и развинчивают с жидкостью. Кроме того, это опасно в пожарном отношении. Для предотвращения таких явлений выше обратного клапана в специальной муфте делается сливной клапан. В принципе сливной клапан - это муфта, в боковую стенку которой вставлена горизонтально короткая бронзовая трубка, запаянная с внутреннего конца. Перед подъемом в НКТ бросается металлический короткий дротик. От удара дротика бронзовая трубка отламывается, в результате чего боковое отверстие в муфте открывается и жидкость из НКТ сливается.

Разработаны и другие приспособления для слива жидкости, устанавливаемые над обратным клапаном ПЦЭН. К ним относятся так называемые суфлеры, позволяющие измерять межтрубное давление на глубине спуска насоса скважинным манометром, спускаемым в НКТ, и устанавливающие сообщение межтрубного пространства с измерительной полостью манометра.

Следует заметить, что двигатели чувствительны к системе охлаждения, которая создается потоком жидкости между обсадной колонной и корпусом ПЭДа. Скорость этого потока и качество жидкости влияют на температурный режим ПЭДа. Известно, что вода имеет теплоемкость 4,1868 кДж/кг-°С, тогда как чистая нефть 1,675 кДж/кг-°С. Поэтому при откачке обводненной продукции скважины условия охлаждения ПЭДа лучше, чем при откачке чистой нефти, а его перегрев приводит к нарушению изоляции и выходу двигателя из строя. Поэтому изоляционные качества применяемых материалов влияют на длительность работы установки. Известно, что термостойкость некоторой изоляции, применяемой для обмоток двигателя, доведена уже до 180 °С, а рабочие температуры до 150 °С. Для контроля за температурой разработаны простые электрические температурные датчики, передающие на станцию управления информацию о температуре ПЭДа по силовому электрическому кабелю без применения дополнительной жилы. Аналогичные устройства имеются для передачи на поверхность постоянной информации о давлении на приеме насоса. При аварийных состояниях станция управления автоматически отключает ПЭД.

ПЭД питается электроэнергией по трехжильному кабелю, спускаемому в скважину параллельно с НКТ. Кабель крепится к внешней поверхности НКТ металлическими поясками по два на каждую трубу. Кабель работает в тяжелых условиях. Верхняя его часть находится в газовой среде, иногда под значительным давлением, нижняя - в нефти и подвергается еще большему давлению. При спуске и подъеме насоса, особенно в искривленных скважинах, кабель подвергается сильным механическим воздействиям (прижимы, трение, заклинивание между колонной и НКТ и т. д.). По кабелю передается электроэнергия при высоких напряжениях. Использование высоковольтных двигателей позволяет уменьшить ток и, следовательно, диаметр кабеля. Однако кабель для питания высоковольтного ПЭДа должен обладать и более надежной, а иногда и более толстой изоляцией. Все кабели, применяемые для УПЦЭН, сверху покрыты эластичной стальной оцинкованной лентой для защиты от механических повреждений. Необходимость размещения кабеля по наружной поверхности ПЦЭН уменьшает габариты последнего. Поэтому вдоль насоса укладывается плоский кабель, имеющий толщину примерно в 2 раза меньше, чем диаметр круглого, при одинаковых сечениях токопроводящих жил.

Все кабели, применяемые для УПЦЭН, делятся на круглые и плоские. Круглые кабели имеют резиновую (нефтестойкая резина) или полиэтиленовую изоляцию, что отображено в шифре: КРБК означает кабель резиновый бронированный круглый или КРБП - кабель резиновый бронированный плоский. При использовании полиэтиленовой изоляции в шифре вместо буквы Р пишется П: КПБК - для круглого кабеля и КПБП - для плоского.

Круглый кабель крепится к НКТ, а плоский - только к нижним трубам колонны НКТ и к насосу. Переход от круглого кабеля к плоскому сращивается методом горячей вулканизации в специальных прессформах и при недоброкачественном выполнении такой сростки может служить источником нарушения изоляции и отказов. В последнее время переходят только к плоским кабелям, идущим от ПЭДа вдоль колонны НКТ до станции управления. Однако изготовление таких кабелей сложнее, чем круглых (табл. 11.1).

Имеются еще некоторые разновидности кабелей с полиэтиленовой изоляцией, не упомянутые в таблице. Кабели с полиэтиленовой изоляцией на 26 - 35 % легче кабелей с резиновой изоляцией. Кабели с резиновой изоляцией предназначены для использования при номинальном напряжении электрического тока не более 1100 В, при температурах окружающей среды до 90 °С и давлении до 1 МПа. Кабели с полиэтиленовой изоляцией могут работать при напряжении до 2300 В, температуре до 120 °С и давлении до 2 МПа. Эти кабели обладают большей устойчивостью против воздействия газа и высокого давления.

Все кабели имеют броню из волнистой оцинкованной стальной ленты, что придает им нужную прочность.

Первичные обмотки трехфазных трансформаторов и автотрансформаторов всегда рассчитаны на напряжение промысловой электросети, т. е. на 380 В, к которой они и подсоединяются через станции управления. Вторичные обмотки рассчитаны на рабочее напряжение соответствующего двигателя, с которым они связаны кабелем. Эти рабочие напряжения в различных ПЭДах изменяются от 350В (ПЭД10-103) до 2000 В (ПЭД65-117; ПЭД125-138). Для компенсации падения напряжения в кабеле от вторичной обмотки делается 6 отводов (в одном типе трансформатора 8 отводов), позволяющих регулировать напряжение на концах вторичной обмотки с помощью перестановки перемычек. Перестановка перемычки на одну ступень повышает напряжение на 30 - 60 В в зависимости от типа трансформатора.

Все трансформаторы и автотрансформаторы немаслозаполненные с воздушным охлаждением закрыты металлическим кожухом и предназначены для установки в укрытом месте. Они комплектуются с подземной установкой, поэтому их параметры соответствуют данному ПЭДу.

В последнее время трансформаторы находят более широкое распространение, так как это позволяет непрерывно контролировать сопротивление вторичной обмотки трансформатора, кабеля и статорной обмотки ПЭДа. При уменьшении сопротивления изоляции до установленной величины (30 кОм) установка автоматически отключается.

При автотрансформаторах, имеющих прямую электрическую связь между первичной и вторичной обмотками, такого контроля изоляции осуществлять нельзя.

Трансформаторы и автотрансформаторы имеют к. п. д. около 98 - 98,5 %. Масса их в зависимости от мощности колеблется от 280 до 1240 кг, габариты от 1060 х 420 х 800 до 1550 х 690 х 1200 мм.

Работа УПЦЭН управляется станцией управления ПГХ5071 или ПГХ5072. Причем станция управления ПГХ5071 применяется при автотрансформаторном питании ПЭДа, а ПГХ5072 - при трансформаторном. Станции ПГХ5071 обеспечивают мгновенное отключение установки при замыкании токоведущих элементов на землю. Обе станции управления обеспечивают следующие возможности контроля и управления работой УПЦЭН.

1. Ручное и автоматическое (дистанционное) включение и отключение установки.

2. Автоматическое включение установки в режиме самозапуска после восстановления подачи напряжения в промысловой сети.

3. Автоматическую работу установки на периодическом режиме (откачка, накопление) по установленной программе с суммарным временем 24 ч.

4. Автоматическое включение и отключение установки в зависимости от давления в выкидном коллекторе при автоматизированных системах группового сбора нефти и газа.

5. Мгновенное отключение установки при коротких замыканиях и при перегрузках по силе тока на 40%, превышающих нормальный рабочий ток.

6. Кратковременное отключение на время до 20 с при перегрузках ПЭДа на 20 % от номинала.

7. Кратковременное (20 с) отключение при срыве подачи жидкости в насос.

Двери шкафа станции управления имеют механическую блокировку с блоком рубильников. Имеется тенденция к переходу на бесконтактные, герметически закрытые станции управления с полупроводниковыми элементами, которые, как показал опыт их эксплуатации, более надежны, не подвержены воздействию пыли, влаги и осадков.

Станции управления предназначены для установки в помещениях сарайного типа или под навесом (в южных районах) при температуре окружающей среды от - 35 до +40 °С.

Масса станции около 160 кг. Габариты 1300 x 850 x 400 мм. В комплект поставки УПЦЭН входит барабан с кабелем, длина которого определяется заказчиком.

Во время эксплуатации скважины по технологическим причинам глубину подвески насоса приходится изменять. Чтобы не рубить и не наращивать кабель при таких изменениях подвески, длина кабеля берется по максимальной глубине подвески данного насоса и при меньших глубинах его излишек оставляется на барабане. Этот же барабан используется для намотки кабеля при подъеме ПЦЭН из скважин.

При постоянстве глубины подвески и стабильных условиях работы насоса конец кабеля заправляется в соединительную коробку, и необходимость в барабане отпадает. В таких случаях при ремонтах используют специальный барабан на транспортной тележке или на металлических санях с механическим приводом для постоянного и равномерного подтягивания извлекаемого из скважины кабеля и намотки его на барабан. При спуске насоса с такого барабана равномерно подается кабель. Барабан приводится в движение электроприводом с реверсом и фрикционом для предупреждения опасных натяжений. На нефтедобывающих предприятиях с большим числом УЭЦН используют специальный транспортировочный агрегат АТЭ-6 на базе грузового вездехода КаАЗ-255Б для перевозки кабельного барабана и другого электрооборудования, в том числе трансформатора, насоса, двигателя и узла гидрозащиты.

Для погрузки и разгрузки барабана агрегат снабжен откидными направлениями для накатывания барабана на платформу и лебедкой с тяговым усилием на канате 70 кН. На платформе имеется также гидрокран грузоподъемностью 7,5 кН при вылете стрелы 2,5 м. Кабель спущенного насосного агрегата пропускают через сальниковые уплотнения устья и герметизируют в нем с помощью специального разъемного герметизирующего фланца в устьевой крестовине.

Типичная арматура устья скважины, оборудованной для эксплуатации ПЦЭН (рисунок 5), состоит из крестовины 1, которая навинчивается на обсадную колонну.

Рисунок 5 - Арматура устья скважины, оборудованной ПЦЭН

В крестовине имеется разъемный вкладыш 2, воспринимающий нагрузку от НКТ. На вкладыш накладывается уплотнение из нефтестойкой резины 3, которое прижимается разъемным фланцем 5. Фланец 5 прижимается болтами к фланцу крестовины и герметизирует вывод кабеля 4.

Арматура предусматривает отвод затрубного газа через трубу 6 и обратный клапан 7. Арматура собирается из унифицированных узлов и запорных кранов. Она сравнительно просто перестраивается для оборудования устья при эксплуатации штанговыми насосами.

2.3 Контроль работы скважин, оборудованных УЭЦН

В современных условиях работы УЭЦН, зачастую ослож­ненных многими факторами (наклонно-направленные скважи­ны, высокая обводненность и химическая активность пластовой жидкости, высокое содержание механических примесей, высо­кая температура, давление и газовый фактор), нормальная экс­плуатация оборудования нереальна без использования систем диагностики. Применение систем диагностики позволяет не только оптимизировать работу системы "пласт-скважина-насосная установка", но и предотвратить большинство отказов и аварий со скважинным оборудованием.

Оборудование диагностики работоспособности УЭЦН яв­ляется техническим средством контроля рабочих параметров установки и формирования сигналов для автоматического управления работой УЭЦН.

Термоманометрическая система (ТМС) ТМС-3.

Система обеспечивает:

- сигнализацию при достижении заданных значений давле­ния на приеме скважинного ЭЦН и предельно допустимого значения температуры (100 °С) ПЭД;

- формирование сигналов управления УЭЦН при до­стижении заданных значений давления на приеме ЭЦН и предельно допустимого значения температуры. Система ТМС-3 состоит из скважинного преобразо­вателя, трансформирующего давление и температуру в частотно-манипулированный электрический сигнал, и на­земного прибора, осуществляющего функции блока питания, усилителя-формирователя сигналов и устройства управления режимом работы погружным электронасосом по давлению и температуре.

Скважинный преобразователь давления и температуры (ПДТ) выполнен в виде цилиндрического герметичного контейнера, размещаемого в нижней части электродвигателя и подключенного к нулевой точке его статорной обмотки. На­земный прибор, устанавливаемый в комплектное устройство ШГС, обеспечивает формирование сигналов на ее отключение и выключение насоса по давлению и температуре.

В качестве линии связи и энергопитания ПДТ используется силовая сеть питания погружного электродвигателя.

Система термоманометрическая СКАД-2.

Эксплуатационное назначение системы -- контроль техни­ческого состояния УЭЦН в процессе эксплуатации, подкон­трольный вывод на режим и стабилизация работы скважины в заданном режиме.

Функциональное назначение -- контроль температуры масла электродвигателя и давления пластового флюида в зоне подвески УЭЦН с возможностью автоматического управления установкой по параметрам давления и температуры совместно с блоком управления комплектного устройства ШГС 5805, ШГС 5806.

Система обеспечивает постоянный контроль избыточного давления пластовой жидкости, окружающей ПЭД, а также тем­пературы статорных обмоток в зоне нижней лобовой части ПЭД. При выходе за установленные граничные значения контроли­руемого давления и температуры оборудование автоматически отключает УЭЦН.

Система СКАД-2 позволяет фиксировать граничные и текущие значения контролируемых параметров, количества отключений УЭЦН раздельно по каждому из условий, а также текущего и предельно допустимого количества отключении УЭЦН за последние календарные сутки. Обеспечивается также визуальное представление в цифровой форме текущих и граничных значений контролируемых параметров, светоди­одная индикация режимов работы системы, самотестирование системы, возможность включения в многоуровневую систему управления технологическим процессом нефтедобычи на пра­вах контрольного пункта нижнего уровня.

Импульсная система телеметрии ИСТ-1.

Импульсная система телеметрии ИСТ-1 предназначена для контроля технического состояния УЭЦН в процессе экс­плуатации, подконтрольного вывода на режим и стабилизации работы скважины на заданном режиме за счет управления работой УЭЦН.

Система ИСТ-1 обеспечивает контроль давления жидкости в зоне подвески УЭЦН, температуры масла в электродвигателе, уровня вибрации погружного оборудования и автоматиче­ское управление работой УЭЦН по давлению, температуре и виброускорению совместно с блоком управления устройства комплектного ШГС 5805.

Система ИСТ-1 может использоваться в составе автомати­зированных систем управления технологическими процессами нефтедобычи.

2.4 Технико-эксплуатационная характеристика скважины

Месторождение - Карповское

-пласт

-глубина скважины,

-дебит скважины по жидкости,

- текущее пластовое давление,

-давление насыщения нефти газом,

-давление у устья скважины,

-газовый фактор,

-плотность попутной нефти,

-плотность нефти,

-диаметр эксплуатационной колонны,

-обводненность жидкости,

-кинематическая вязкость,

-коэффициент продуктивности,

-

2.5 Подбор оборудования для эксплуатации скважин УЭЦН

1.Определяем коэффициент продуктивности:

,

где

- пластовое давление в МПа;

Q - дебит скважины в т/сут;

- коэффициент продуктивности в т/сут МПа

2. Выбираем диаметр труб согласно рекомендациям , приведенным в учебнике, стр 137 (3)

3.Определяем глубину спуска насоса на условия обеспечения минимально необходимого ( оптимального) давления на приеме насоса

,

Где

- забойное давление в МПа;

- глубина скважины в м;

g-ускорение свободного падения ;

-плотность смеси , определяется по формуле:

,

Где

-обводненность жидкости в долях;

-плотность воды и нефти в

-оптимальное давление на приеме насоса выбирается в зависимости от обводненности и газового фактора по промысловым данным или по кривым газосодержания. В этом случае задаются допускаемым газосодержанием на приеме насоса в пределах 0,1-0,15 и определают:

4.Выбор насоса.

Для выбора насоса определяют требуемое давление насоса, равное потерям давления в скважине в (МПа):

,

Где

-устьевое давление, МПа

-потери давления на преодоление сил трения, Па, определяется по следующей формуле:

,

Где

L-глубина спуска насоса , м;

- коэффициент гидравлического сопротивления определяется в зависимости от числа Рейнольдса и относительной гладкости труб

,

Где

d-внутренний диаметр труб в м;

v-кинематическая вязкость жидкости в

При полученным значениям Re находят из графика учебника ( 3 ) стр.139 значения

- работа газа определяется по формуле:

,

Где

-внутренний размер НКТ, мм

-газовый фактор,

-давление на устье, МПа,

-давление насыщения, МПа,

-обводненность продукции, %

4.1 Определяют требуемый напор насоса :

4.2 Определяем группу насоса ( диметр ) в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны , руководствуясь следующей таблицей:

D( ), мм	Группа насоса	Диаметр насоса, мм
140(121,7) мм	5	92
146(130) мм	5А	103
168(144,6) мм	6	123

В нашем случае :

Диаметр эксплуатационной колоны D () =146 (130) мм;

Группа насоса: 5А;

Диаметр насоса: 103 мм.

4.3 Выбирают тип насоса по напору и производительности.

Для этого по таблицам характеристик насоса ( 5 ) стр. 92 - 93 задаются двумя, тремя насосами , удовлетворяющими в первом приближении условиям , и по их рабочим характеристикам ( см. каталог ) выбирают окончательный насос с максимальным к.п.д.

Выбираем насос УЭЦНМ5-80-1550

5. Гидрозащиту и электродвигатель выбирают согласно комплектности поставки установки стр. 382 - 385 (4).

Двигатель ПЭДУ45-103В5 I=37A

Гидрозащита 1МГ-5

6. Проверяют соответствие мощности двигателя условиям откачки , для чего определяют необходимую мощность и сравнивают с мощностью выбранного двигателя согласно комплектности в (кВт).

7. Выбор кабеля.

По выбранному двигателю выбирается плоский и круглый кабель стр. 85 - 90 (5) или стр. 382-385 (4). От длины и сечения кабеля зависят потери электроэнергии в нем к.п.д. установки.

Мы выбираем плоский кабель 316.

8. Потери электроэнергии в кабеле КПБК длиной 100 м определяются по формуле в ( кВт ) :

,

Где

I-сила тока в статора электродвигателя , А ;

R-сопротивление в кабеле , Ом

Сопротивление в кабеле длиной 100 м можно определить по формуле в (Ом) :

Где

-удельное сопротивление кабеля при температуре , Ом*

q-площадь сечения жилы кабеля ,

Удельное сопротивление кабеля при определяется :



, ,

Где

=0,0175 - удельное сопротивление меди при Т=293К

-температурный коэффициент меди

Потери электроэнергии в кабеле в (кВт) составят:

Где

L-глубина спуска насоса , м ;

1-расстояние от скважины до станции управления , м

9. Проверяют возможность спуска агрегата в скважину , для чего определяют максимальные габариты агрегата и сравнивают их с внутренним диаметром эксплуатационной колонны.

Наружный диаметр двигателя , насоса и подъемных труб выбирают с учетом размещения их вместе с кабелем в эксплуатационной колонне данного диаметра. При этом имеют в виду , что погружной агрегат и ближайшие к агрегату трубы составляют жесткую систему , и расположение их в скважине должно рассматриваться совместно. Зная глубину спуска , искривленность скважины и состояние эксплуатационной колонны , выбирают допустимый зазор между агрегатом и колонной. От зазора зависят основные размеры насоса и двигателя , связанные с мощностью погружного агрегата.

Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне диаметральный зазор для скважин с диаметром колонн до 219 мм принимают равным 5 - 10 мм.

Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля в ( мм ) :

,

Где

-наружный диаметр электродвигателя , мм ;

-наружный диаметр насоса , мм ;

-толщина плоского кабеля , мм ;

S=1,0 мм - толщина металлического пояса , крепящего кабель , мм

Основной размер агрегата с учетом насосных труб и круглого кабеля в ( мм ) :

Где

-диаметр муфты , мм ;

-диаметр круглого кабеля , мм

Если , что может иметь место при большом диаметре насосных труб , то выше агрегата следует установить 100 - 150 м насосных труб меньшего диаметра , при котором .

В нашем случае , 120,5 мм < 140,5 мм, то следует установить 100 - 150 м насосных труб меньшего диаметра.

10. Выбор трансформатора

Автотрансформатор служит для подачи необходимого напряжения к электродвигателю с компенсацией падения напряжения в кабеле от станции управления до электродвигателя.

Для выбора автотрансформатора и определения величины напряжения во вторичной его обмотке необходимо найти падение напряжения U в кабеле в ( В ) .

Где

-активное удельное сопротивление кабеля , ;

- индуктивное удельное сопротивление кабеля , ; приближенно равно 0,1 ;

- коэффициент мощности установки ( 3 ) ( 5 ) ;

- коэффициент реактивной мощности ;

- рабочий ток статора , А ; ( 3 ) ( 5 ) ;

- длина кабеля от электродвигателя до станции управления , м

Активное удельное сопротивление кабеля определяют по формуле в ( Ом ) :



Где

-удельное сопротивление кабеля смотри пункт 7.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора равно сумме напряжения электродвигателя и потерь напряжения в кабеле ДU :

11. Определение удельного расхода электроэнергии , приходящейся на 1 тонну добытой жидкости.

Характерным энергетическим показателем работы электронасосной установки служит расход электроэнергии на 1 т добытой жидкости. Он определяется по формуле в ( ) :

Где

H-высота подачи жидкости , м ;

-общий к.п.д. установки , равный ;

Где

-к.п.д. труб = 0,92 - 0,99 ;

-к.п.д. насоса ;

-к.п.д. двигателя при неполной его загрузке ; = 0,72 - 0,75 ;

-к.п.д. кабеля , который в зависимости от сечения кабеля , длины , силы тока и температуры изменяется ; ;

- к.п.д. автотрансформатора = 0,96

Для сравнительной оценки удельного расхода электроэнергии , чтобы исключить влияние высот подъема , иногда определяют расход электроэнергии на подъем 1т жидкости на 1 м ,

:

2.6 Факторы, влияющие на нормальную работу установки

Все факторы, влияющие на работу УЭЦН можно разделить на группы. Геологические (газ, вода, отложение солей и парафина, наличие мех примесей в добываемой из пласта жидкости), поскольку своим происхождением они обязаны условиям формирования залежи. И факторы, обусловленные конструкцией скважины или УЭЦН (диаметр эксплуатационных колонн, кривизна скважин, большая глубина подвески, исполнение узлов и деталей УЭЦН). В зависимости от того, какое воздействие они производят на технико-экономические параметры эксплуатации скважин, каждая группа в свою очередь делится на факторы с положительным и с отрицательным действием.

Прежде чем рассматривать методы по борьбе с осложнениями, следует разобраться в сущности процессов приводящих к снижению эффективности работы скважин, эксплуатируемых УЭЦН.

Вследствие того, что безводный период эксплуатации скважин занимает малую часть от общего периода, влияние воды на работу УЭЦН начинается практически с начала работы скважины. Появление в нефти пластовой воды приводит к целому ряду осложнений при эксплуатации УЭЦН.

По своему химическому составу нефть склонна к образованию эмульсий, так как в ее состав входят активные эмульгаторы- асфальтены и смолы. Процессу образования эмульсий также способствуют глина и песок, принесенные с поверхности или из пласта. Так как вязкость и устойчивость эмульсии зависит от дисперсности водонефтяных смесей, а УЭЦН является одним из лучших диспергаторов, то в процессе прохождения жидкости через рабочие колеса образуется эмульсия, вязкость которой может повышаться в десятки раз по сравнению с чистой нефтью. В работах Максимова В.П., Мищенко И.Т. и т. д. отмечено, что максимальные значения вязкости характерны для эмульсий с обводненностью 40-60%. Увеличение вязкости негативно отражается на рабочих характеристиках УЭЦН. В качестве критерия для оценки изменения параметров работы насоса в работе Л.С. Каплана, были предложены коэффициент подачи насоса и межремонтный период работы. При работе насоса в интервале обводненности 40-60 % коэффициент относительной подачи насоса в среднем уменьшился примерно в 1,6 раза, а продолжительность безотказной работы насоса сократилась в 1,5 раза. Кроме этого было установлено, что влияние высоковязкой эмульсии на насосы с большей подачей выражено меньше.

Другой формой осложнения является появление высокоминерализованной пластовой воды, что приводит к сильной коррозии и активному солеотложению в органах насоса. Это связано с высокой коррозионной активностью пластовой воды. Сочетание воздействия высокоминерализованной воды и электрического тока приводят к возникновению электрохимической коррозии металла. Если этим факторам добавляется низкое забойное давление, то происходит активное солеотложение в рабочих органах насоса.

Другим постоянным спутником нефти при ее добыче является газ. При попадании газа в рабочие органы насоса образуются газовые каверны, величина которых соизмерима с размерами канала ступени. При этом происходит ухудшение энергообмена между рабочим колесом и жидкостью. Кроме этого при конденсации пузырьков газа давление внутри пузырьков остается постоянным и равным давлению насыщения пара, давление же жидкости по мере продвижения пузырька. Частицы жидкости, окружающие пузырек, находятся под действием все возрастающей разности давления жидкости и давления внутри пузырька и движутся к его центру ускоренно. При полной конденсации пузырька происходит столкновение частиц жидкости, сопровождающиеся мгновенным местным повышением давления, достигающих сотен мегапаскаль. Это приводит к разрушению рабочей поверхности насоса. Все это приводит к ухудшению рабочих характеристик насоса.

Исследования движения газожидкостных смесей в каналах рабочего колеса УЭЦН проводил П. Д. Ляпков. Он установил, что при газосодержании Г>0,06 в насосе происходит резкое ухудшение характеристик.

В работе О. Г. Гафурова экспериментально исследовно влияние структуры газожидкостной смеси на характеристику насоса. Было получено, что повышение степени дисперсности газовой фазы увеличивает величину критического газосодержания до Г=0,25. Это достигается при помощи применения диспергаторов.

Исследования по совместной работе ступеней в многоступенчатом погружном насосе велись группой ученых под руководством Н.Н. Репина. Ими было установлено, что напор, развиваемый ступенью, растет по мере роста его порядкового номера. Это обусловлено изменением физико-химических свойств газожидкостного потока по мере его продвижения, в первую очередь дисперсностью газовой фазы.

Однако появление газа в водонефтяных смесях, обладающими повышенными вязкостями, а также в нефтях с неньютоновскими свойствами приводит к увеличению показателей работы насоса. Это обуславливается разрушением структурных связей в жидкости за счет выделения газа и как результат повышение текучести жидкости.

В добываемой жидкости находятся различные механические примеси. Это могут быть соли, продукты разрушения пласта и механические примеси, принесенные с дневной поверхности при ремонтах скважин. Создание на забое скважины перепада давления приводит к частичному разрушению скелета горной породы. Мелкие частицы породы вместе с жидкостью попадают в насос и абразивно изнашивают поверхности рабочих колес.

Для предупреждения осложнений, связанных с содержанием механических примесей в продукции скважины, необходимо контролировать содержание механических примесей для этого техническими условиями регламентируется предельное содержание механических примесей в добываемой жидкости: 0,1-0,5 г/л.

Рисунок 6

К другой группе факторов влияющих на работу УЭЦН относятся осложнения, связанные с конструкцией скважины, а также с компоновкой насосного агрегата. Рассмотрим некоторые из них.

Для создания форсированного отбора жидкости из скважины необходимо увеличить перепад давления. Это достигается спуском насосного агрегата на большую глубину. Для того чтобы продукция скважины могла преодолевать более высокое давление, создаваемое столбом жидкости, находящейся в НКТ, насосу придется повысить напор. Но повышение напора приведет к изменению рабочей характеристики насоса. Посмотрим на характеристику насоса. На ней выделяется рабочая область - это область, в которой имеют места максимальные значения КПД. Если насос до спуска работал в рабочей области, то после спуска произойдет перемещение рабочего режима насоса по кривой H-Q влево (из точки 1 в точку 2). Вместе с этим произойдет уменьшение КПД. Снижение КПД установки обусловлено уменьшением величены полезно затраченной работы. А как показывает практика нефтедобычи разность равная уменьшению полезной работы насоса идет на создание новых осложнений при эксплуатации УЭЦН.

Другой проблемой является повышение температуры откачиваемой жидкости, с возрастанием глубины спуска насоса. Долговечность материала изоляции кабеля и обмоточного провода погружного электродвигателя (ПЭД) уменьшается с увеличением температуры, что может привести к пробоям в изоляции и выхода из строя ПЭД.

Использование кустового способа бурения привело к целому ряду осложнений при спуске и эксплуатации УЭЦН. Выявлено, что в интервалах набора кривизны, составляющих 2 градуса и более на 10 м ствола возрастает количество отказов оборудования, чаще происходит падение установок на забой скважины. Причина заключается в возникновение изгибающих и сминающих сил, воздействующих на силовой кабель и корпуса узлов УЭЦН. Также проблемой при эксплуатации наклонных скважин при помощи УЭЦН, является искривление ротора, что приводит к повышению вибрационного воздействия. Повышенные виброперемещения вызывают знакопеременные напряжения в области соединения узлов УЭЦН между собой и с НКТ, стимулируя их разрушение в месте соединения. Кроме искривления ротора причинами вибраций может стать изменение геометрических параметров рабочих колес, вследствие износа.

Для защиты кабеля при спуско-подъемных работах применяют центраторы. Но к сожалению, и они обладают рядом недостатков. Установка центраторов производится на НКТ через

каждые 30 метров. При этом собственная вибрация насоса передается практически на всю длину эксплуатационной колонны. В результате цементный камень за обсадной колонной, пол действием вибрации, разрушается. Герметичность колонны пропадает, а следовательно появляются межколонные перетоки. В местах установки центраторов также могут произойти нарушения целостности обсадной колонны.

Усугубляет ситуацию тот факт что, осложнения не встречаются по отдельности. Чаще всего эксплуатируемые скважины имеют целый набор осложнений, которые снижают эффективность работы УЭЦН. Один вид осложнения может привести к появлению новых проблем при эксплуатации.

Выбор оптимального режима работы насоса может предотвратить появление некоторых осложнений. Для этого, на стадии подбора УЭЦН, необходимо оценить в какой области рабочей характеристики будет работать насос. Делается это пересечением двух линий (рис. 2):

1. напорная характеристика скважины, графически отображает запасы энергии, накопленные в самой скважине.

2. зависимость производительности насоса от его напора, эта линия характеризует сам насос.

Точка пересечения А характеризует совместную работу пласт-скважина-насос.

Для оптимальной работы системы пласт-скважина-насос необходимо еще одно условие - выбор соответствующего режима работы пласта. Если посмотреть на индикаторную линию в координатах Q-Рзаб, то можно выделить две зоны. Зона с нормальными условиями работы пласта (зона 1 на рисунке 7) и зона с пониженными забойными давлениями Рза6 < Р^” (зона 2 на рисунке 7). Ртбп выбирается из условия рТ = 0,75' Р«ас. Во вторую зону чаще всего попадают при форсировании отборов жидкости из скважины. При этом возникает целый ряд проблем связанный с добычей нефти из пласта.

Рисунок 7

Итак, оптимальным режимом работы системы пласт-скважина- насос является такой совместный режим, при котором работа УЭЦН происходит в рабочей зоне (т.е. с максимальными КПД), а пласт по возможности эксплуатируется в зоне 1 рисунок 8 (при условии Рза6 > Р^”).

Следить за режимом работы системы пласт-скважина-насос необходимо не только на стадии подбора оборудования для эксплуатации скважины, но и после проведения различных мероприятий по изменению фильтрационно-емкостных параметров. Все методы воздействия на ПЗП влияют на коэффициент продуктивности пласта. Причем он может, как увеличиваться после обработки, так и уменьшаться. На рисунке 7 наклон напорной характеристики скважины характеризуется коэффициентом продуктивности, т.е. при обработке пласта мы изменяем наклон индикаторной линии в ту или другую сторону. 1ак как насос в скважине остается прежним (его характеристика не меняется), то точка А (см. рис. 2) будет перемещаться. В результате может возникнуть такая ситуация, что новый режим работы выйдет из рабочей зоны. Для стабильной работы системы пласт-скважина-насос необходимо контролировать существующий режим работы системы.

Проанализируем, как изменяется режим совместной работы пласта и насоса при обработках ПЗП, на примере воздействия состава УНИ-4.

Состав УНИ-4 - это обратная микроэмульсия, обладающая гидрофобизирующим действием. Технология этого метода заключается в том, что в ПЗП производят закачку состава УНИ-4 в пропорции 1 м3 состава на 1 м эффективной толщины пласта. Механизм действия состава УНИ-4 основан на изменении природы смачиваемости поверхности каналов фильтрации. Гидрофильные каналы, содержащие воду после взаимодействия с составом УНИ-4 становятся частично гидрофобными, что приводит к возникновению дополнительных фильтрационных сопротивлений и ограничению движения водной фазы. Одновременно происходит вовлечение в работу низкопроницаемых пропластков содержащих нефть.

Работы по внедрению технологии обработки ПЗП с применением состава УНИ-4 были проведены на ОАО «Самотлорнефтегаз» на 54 добывающих скважинах, эксплуатируемых при помощи УЭЦН. Практически все скважины характеризовались высокими значениями скиин-фактора, что свидетельствует о высокой степени загрязненности пород ПЗП. Анализ эффективности проведенной обработки оценивался по изменению коэффициента продуктивности, а также по приросту дебита нефти. Результаты расчетов показали различное изменение коэффициента продуктивности скважин по жидкости в разных пластах (по пластам 1+2А1, А2+3, Б8-произошло небольшое уменьшение коэффициента продуктивности, а по пластам 1+2Б 10,3 А 1-практически не изменился). Но при анализе дебитов скважин, прослеживается тенденция уменьшения дебитов скважин по жидкости и увеличение дебитов скважин по нефти. Это свидетельствует о взаимодействии состава УНИ-4 с пластовой системой в ПЗП.

Рисунок 8

Рассмотрим изменение коэффициента относительной подачи насоса (отношение действительной производительности насоса к номинальной) до и после обработки по всем скважинам. Зона с оптимальным режимом работы находится в окрестности точки с координатами (1;1). Из графика видно, что многие скважины работают с отличными от 1 коэффициентами относительной подачи насоса.

Кроме того, наблюдается тенденция прямо пропорционального изменения коэффициента относительной подачи насоса. У скважин лежащих на прямой режим работы не изменился. Но как видно не все скважины лежат на линии, что свидетельствует об изменение режима работы скважины. Причем замечено как увеличение производительности по жидкости, так и ее уменьшение. Это можно объяснить изменением коэффициента продуктивности скважины.

Так как при проведении обработки ПЗП производится подъем подземного оборудования, а после обработки спуск обратно как правило того же типа размера насоса, то можно порекомендовать следующие советы. Перед проведением обработки следует проводить гидродинамические исследования с вычислением коэффициента продуктивности скважины. Это поможет определить технологический эффект от применяемой технологии воздействия на ПЗП. Кроме этого можно определить режим работы системы пласт-скважина-насос (как показано на рис.2). Если перед проведением обработки рабочий режим находится вне рабочей зоны насоса, то следует произвести расчеты по выбору новой УЭЦН, с учетом возможного изменения коэффициента продуктивности, обеспечивающей оптимальный режим работы системы пласт-скважина-насос.

Обобщая все выше сказанное можно сделать следующие выводы:

1. Анализ условий эксплуатации скважин с ЭЦН на Самотлорском месторождении позволил определить основные виды и интенсивность проявления осложнений. Наиболее распространенными являются засорение приема насоса механическими примесями, коррозия оборудования и несовершенство конструкции скважины.

2. Условия работы системы пласт-скважина-насос постоянно изменяются. Причина - изменение фильтрационных параметров пород ПЗП, гидродинамических условий вокруг скважины и характеристики ЭЦН. Одним из направлений совершенствования процессов эксплуатации скважин с ЭЦН является проведение специальных видов обработок пород ПЗП с целью улучшения условий фильтрации нефти. Обычно это связано с применением гидрофобизирующих составов (в нашем случае - состава УНИ-4).

Результатом проведения обработок 54 скважин составом УНИ-4 стало уменьшение обводненности продукции, улучшение режима работы насоса. Соответственно произошло увеличение показателя “наработка на отказ”. В тоже время по ряду скважин наблюдался небольшой отрицательный эффект, что свидетельствует о необходимости более четкого выбора скважин для проведения обработок.



3. Охрана труда и противопожарная защита

3.1 Техника безопасности при эксплуатации УЭЦН

Все работы по монтажу, демонтажу и эксплуатации установок погружных центробежных насосов необходимо выполнять в строгом соответствии с Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, Правилами технической эксплуатации электроустановок, Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок и требованиями инструкций.

Специальные требования по безопасному ведению работ предусматривают выполнение следующих правил.

1. Проверку надежности крепления аппаратов, контактов наземного электрооборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токоведущим частям, осуществлять только при выключенной установке, выключенном рубильнике и со снятыми предохранителями.

2. Корпуса трансформатора (автотрансформатора) и станции управления, а также броня кабеля должны быть заземлены.

3. Обсадная колонна скважины должна быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом сети 380 В.

4. Установка включается и выключается нажатием на кнопки "Пуск" и "Стоп" или поворотом пакетного переключателя, расположенных на наружной стороне двери станции управления, персоналом, имеющим квалификацию I группы и прошедшим специальный инструктаж.

5. Работы по монтажу, проверке, регулировке, снятию на ремонт и установке измерительных приборов и релейных аппаратов в станции управления, а также переключение ответвлений в трансформаторах (автотрансформаторах) необходимо проводить только при выключенной установке, выключенном блоке "рубильник-предохранитель", со снятыми предохранителями двумя лицами с квалификацией одного из них не ниже III группы.

6. Кабель от станций управления до устья скважины прокладывается на специальных опорах на расстоянии не менее 400 мм от поверхности земли.

7. Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках.

8. Сопротивление изоляции установки измеряется мегомметром напряжением до 1000В.

9. Менять блок "рубильник-предохранитель" и ремонтировать его непосредственно на станции управления можно только при отключении напряжения сети 380В от станции управления (отключение осуществляется персоналом квалификации не ниже III группы на трансформаторной подстанции 6/0,4 кВ).

10. При соединении узлов погружного агрегата запрещается держать руками шлицевую муфту.

11. Устье скважины оборудуется в соответствии с требованиями. Проходное отверстие для силового кабеля должно иметь герметичное уплотнение.

12. Разрабатываемые установки погружных электронасосов необходимо оснащать датчиками для получения информации на станции управления о -давлении на приеме насоса и температуре масла в электродвигателе.

13. Кабельный ролик должен подвешиваться на кронштейне при помощи цепи или на специальной канатной подвеске.

14. При свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.

15. Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/с.

16. Намотка и размотка кабеля на барабан должны быть механизированы. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами.

17. При ремонте скважины барабан с кабелем следует устанавливать так, чтобы барабан, кабельный ролик и устье скважины находились в одной вертикальной плоскости.

18. Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса, должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.

19. Устье скважины, эксплуатирующейся насосами, должно быть оборудовано сальниковым устройством.

20. Системы замера дебита скважины, пуска, остановки и показания нагрузки электродвигателя должны иметь выход на диспетчерский пункт нефтепромысла.

21. Погружной агрегат на устье скважины следует собирать с приме¬нением специальных хомутов.

22. При спуске и подъеме погружного агрегата на устьевом фланце

скважины следует устанавливать приспособление, предохраняющее кабель от повреждения.

3.2 Противопожарные мероприятия

Ответственность за пожарную безопасность, своевременное выполнение противопожарных мероприятий и исправное содержание средств пожаротушения возложена на мастеров бригады, а также инженерно-технических работников подразделения. Лица, ответственные за пожарную безопасность, обязаны знать соответствующие правила и ежегодно проводить проверку знаний и каждый квартал проводить инструктажи в бригадах и требовать строгого выполнения их всеми работниками.

Все производственные, подсобные, бытовые объекты должны иметь хорошие подъезды, располагаться на определенном расстоянии от складов горючих материалов и" должен иметь противопожарное оборудование.

Бригада должна быть обеспечена химическими огнетушителями (пенными и углекислотными ОХП-10, ОП-50, ОУ-2, У-5), ящиком с песком 0,5 м , кошмой, бочками с водой - 250 литров и комплектом инструмента (лопаты - 2 шт, ломы - 2 шт, багры - 2 шт, топор - 1 шт), ведрами. В радиусе 50м вокруг скважины должна быть выкошена трава, территория очищена от валежника и листьев.

Запрещается: хранить бензин и другие легковоспламеняющиеся материалы, а также кислоты в стеклянной посуде в вагончиках, где размещаются люди; загромождать проходы и подъезды к зданиям, источникам воды, средствам пожаротушения; курить и применять открытый огонь в хранилищах ГСМ, гаражах; хранить горючие жидкости в открытой посуде и в стеклянной таре, а также держать их запас в производственных помещениях в количествах, превышающих сменную потребность; мыть детали керосином и бензином в неприспособленных для этого помещениях; применять воду для тушения горячих жидких углеводородов при наличии в помещении карбида кальция.

Обтирочные материалы следует хранить в закрытых металлических ящиках. Использованные материалы по окончании работы должны быть убраны в безопасное место или уничтожены.

На рабочих местах должны быть вывешены: схема оповещения при пожаре с номерами пожарной части и диспетчерской службой, инструкции плакаты, предупредительные надписи по технике безопасности. На каждом объекте должен быть журнал замечаний по технике безопасности, куда заносятся результаты проверки состояния техники безопасности руководителями работ или лицами, отвечающими за безопасность работ. Лица, виновные в нарушении правил по технике безопасности несут дисциплинарное или уголовное наказание.

4. Охрана недр и окружающей среды

4.1 Источники загрязнения окружающей среды в нефтяной промышленности

Воздействие нефтяной и газовой промышленности на основные компоненты окружающей среды (воздух, воду, почву, растительный, животный мир и человека) обусловлено токсичностью природных углеводородов, большим разнообразием химических веществ, используемых в технологических процессах, а также все возрастающим объемом добычи нефти и газа, их подготовки, транспортировки, хранения, переработки и широкого разнообразного использования.

Все технологические процессы в нефтяной промышленности (разведка, бурение, добыча, сбор, транспорт, хранение и переработка нефти и газа) при соответствующих условиях могут нарушить естественную экологическую обстановку.

Нефть, углеводороды нефти, нефтяной и буровой шламы, сточные воды, содержащие различные химические соединения в больших количествах проникают в водоемы и другие экологические объекты:

1)при бурении и аварийном фонтанировании разведочных нефтяных и газовых скважин;

2) при аварии транспортных средств;

3) при разрывах нефте- и продуктопроводов;

4) при нарушении герметичности колонн в скважинах и технологического оборудования;

5) при сбросе неочищенных промысловых сточных вод в поверхностные водоемы.

1) Для некоторых районов характерны естественные выходы нефти на поверхность земли. Один из береговых пунктов в Южной Калифорнии, например, был назван по этому признаку Нефтяным мысом. Такие выходы обычны в Карибском море, Мексиканском и Персидском заливах. В нашей стране они наблюдаются для ряда месторождений республики Коми (г. Ухта) и др. Нередко эти выходы проявляются на поверхности морей и океанов или на донных или береговых участках рек.

Фонтаны, возникающие в процессе добычи нефти и газа, делят на нефтяные и газовые. При этом за нефтяные принимают фонтаны с большим дебитом (суточная производительность) нефти (1500-2000 т/сут и более) и меньшим количеством газа (750 тыс. м3/сут); газонефтяные ? с содержанием газа более 50 %, газовые ? с 90-100 % газа. Во всех случаях огромный экологический вред и опасность фонтанов для основных объектов природной среды (атмосферы, водоемов, почвы, недр и т. д.) очевидны.

Отрицательные последствия каждого из фонтанов в одних и тех же условиях неодинаковы. Фонтан в штате Риверс залил нефтью поверхность земли площадью около 607 тыс. м2. В пределах аварийного участка земли были выделены четыре зоны с разной степенью загрязнения: глубина проникновения нефти в сильно загрязненной зоне достигла 90 см.

2) Все возрастающее потребление нефти и нефтепродуктов в мире обусловило в последние годы значительный рост танкерного флота. В последние годы наметилась тенденция к резкому увеличению вместимости нефтеналивных судов. Эксплуатация супертанкеров выгодна экономически, но создает большую потенциальную опасность для загрязнения окружающей среды, т.к. при аварии в воду выливаются десятки и сотни тысяч тонн нефти. Очень часто нефтепродукты выбрасываются за борт судов со сточной водой, которая используется в качестве балласта или для промывки танков. Загрязнение морей при использовании танкеров происходит во время загрузки и разгрузки нефти на конечных пунктах, за счет переливов при загрузке, при аварийном столкновении и посадке судов на мель. Вся поверхность Мирового океана покрыта в настоящее время нефтяной пленкой толщиной 0,1 мкм.

3) Большую опасность для окружающей среды представляют и трубопроводы.

Строительство трубопроводов, особенно в северных районах, оказывает влияние на микроклимат тундры и лесотундры. Проходка траншей локально изменяет режим питания растительного покрова влагой, нарушает теплофизическое равновесие, растопляет вечномерзлые грунты, приводит к гибели чувствительный к механическому воздействию растительный покров тундры.

При эксплуатации трубопроводов утечки нефти, газа, конденсата, сточной воды, метанола и других загрязняющих веществ на участках трубопроводов, расположенных под судоходными трассами морей и рек, наиболее подверженных механическим повреждениям, нередко остаются незамеченными в течение длительного времени и наносят большой ущерб всем экологически значимым объектам окружающей среды. Подсчитано, что в среднем при одном порыве нефтепровода выбрасывается 2 т нефти, приводящей в непригодность 1000 м2 земли.

4) В процессе бурения и добычи непрерывное загрязнение окружающей природной среды вызвано утечками углеводородов через неплотности во фланцевых соединениях (сальниках, задвижках), разрывами трубопроводов, разливами нефти при опорожнении сепараторов и отстойников.

Основная часть нефти и сточных вод на территории промысла накапливается и поступает в водоемы из устья скважин и прискважинных площадок. Разлив нефти в этих случаях возможен через неплотности в сальниках; при ремонтных работах и освоении скважин; из переполненных мерников; при очистке мерников и трапов от грязи и парафина; разлив нефти происходит при спуске сточной воды из резервуаров; при переливе нефти через верх резервуара и др.

Наиболее типичные утечки нефти из резервуаров обусловлены коррозией их днища под действием воды. Постоянный автоматический контроль содержимого в резервуаре позволяет своевременно обнаруживать даже небольшие утечки нефти и нефтепродуктов и устранять их. Большинство хранилищ не исключают испарения нефти, газа, конденсата.

Характерными остаются разливы нефти в результате аварий на нефтегазосборных коллекторах и технологических установках, ликвидация которых нередко затягивается и выполняется некачественно.

5) Наиболее тяжелым и опасным по последствиям является загрязнение подземных и наземных пресных вод и почвы. К основным их загрязняющим веществам относятся нефть, буровой и нефтяной шламы, сточные воды.

Образующийся при бурении скважин буровой шлам может содержать до 7,5 % нефти и до 15 % органических химических реагентов, применяемых в буровых растворах.

В относительно большом объеме нефтяной шлам накапливается при подготовке нефти. В этом случае шламы могут содержать до 80-85 % нефти, до 50 % механических примесей, до 67 % минеральных солей и 4 % поверхностно-активных веществ.