Глубинно-насосный способ добычи нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. Глубинно - насосный способ добычи нефти

2. Принцип действия УЭЦН

3. Основные осложняющие факторы при эксплуатации УЭЦН

3.1 Повышенное содержание механических примесей в добываемой жидкости

3.2 Образование солеотложений и их влияние на работу УЭЦН

3.3 Влияние газа на работу УЭЦН

4. Межремонтный период работы скважин оборудованных УЭЦН

4.1 Основные причины отказов УЭЦН

5. Методы борьбы с осложнениями при эксплуатации УЭЦН

5.1 Методы борьбы с выносом механических примесей

5.2 Особенности эксплуатации УЭЦН при повышенном газосодержании

5.3 Методы борьбы с солеотложением

5.4 Рекомендации по эксплуатации УЭЦН в осложненных условиях

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список использованной литературы

ВВЕДЕНИЕ

Россия занимает в мире ведущее место по производству и использованию для добычи нефти установок электроцентробежных погружных насосов (УЭЦН). До 60% нефти России и до 70% нефти Западной Сибири добывается с использованием УЭЦН.

Состояние нефтяной промышленности России подошло к такому периоду, когда дальнейшая эксплуатация скважин возможна лишь при модернизации процесса добычи нефти, из-за существенного ухудшения эксплуатационных условий. Большой проблемой при работе в осложненных скважинах является изменение ее технико-экономических показателей. Факторов влияющих на работу УЭЦН очень много: начиная от конструкции скважины, до процессов проходящих в самом пласте. Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы и частым отказам УЭЦН. При отказе УЭЦН затраты на спуско-подъемные операции и последующий ремонт практически достигает стоимости новых установок. В условиях когда финансовая ситуация диктует требования по сокращению удельных затрат на добычу нефти, снижение себестоимости до уровня, обеспечивающего рентабельность производства, поиск и использование резервов повышения эффективности производства стали основной задачей. В связи с этим становятся актуальным разработки по повышению показателей работы насоса и увеличению наработки на отказ.

1. Глубинно - насосный способ добычи нефти

Скважинная добыча нефти осуществляется или путем природного фонтанирования под давлением энергии пласта, или при помощи использования механизированного способа поднятия жидкости. В самом начале разработки нефтяного месторождения действует фонтанный вид добычи, а позднее ввиду уменьшения фонтанирования скважина переводится на газлифтный или эрлифтный способ добычи или глубиннонасосный, в котором добыча нефти осуществляется штанговыми, гидропоршневыми или винтовыми насосами. Способ, называемый газлифтным, представляет собой механизм для поднятия капельной жидкости при помощи энергии, которая содержится в сжатом газе, который с ней смешивается. Это технология внесла определенные дополнения в привычный технологический процесс, поскольку при его использовании обязательно наличие компрессорной станции с газосборными трубопроводами и газораспределителями. Весь комплекс, который состоит из нефтяных скважин, трубопровода, различных установок, при помощи которых нефть добывается из недр - все это называют нефтяной промысел. Существует еще одна современная технология добычи нефти в месторождениях, которые разрабатываются при помощи искусственного заводнения - возведение водоснабдительной системы с насосными станциями [1].

Современные системы внутриотраслевой транспортировки скважин, которые осуществляются посредством трубопроводов, включают в себя напорную систему и самотечную. Напорная система подразумевает собственное давление на устье скважины, а самотечная осуществляется путем преодоления отметки устья над пометкой группового сборного пункта. В процессе разработки нефтяных месторождений, которые находятся на континентальных шельфах, происходит создание морских нефтяных промыслов.

К современным технологиям добычи нефти относятся следующие применяемые способы эксплуатации нефтяных месторождений - фонтанный, компрессорный и насосный.

Глубинными насосами оснащены примерно две трети всех российских скважин, которыми добывается треть всего объема нефти в России. Глубиннонасосная добыча нефти применяется, как правило, на скважинах с дебитом максимум до 50-ти кубических метров жидкости за 24 часа, при средней глубине подвески до полутора километров, максимум до трех. Если скважина неглубокая, то установка может поднять до двухсот кубометров за одни сутки.

Насосная установка состоит из следующих компонентов - привод, устьевое оборудование (устьевая арматура для герметизации скважин, самоустанавливающийся сальник, устьевые сальники, запорное устройство и др.), насосные штанги - стержни с круглым поперечным сечением с высаженными концами, на которых расположено квадратное сечение и резьба. Сам глубинный насос, который предназначен для откачивания из нефтяных скважин жидкости, насосно-компрессорные трубы для поднятия жидкости от насоса на дневную поверхность и вспомогательное подземное оборудование. Привод является преобразователем энергии двигателя в движение колонны насосных штанг. В большинстве насосных установок применяют станки-качалки.

На месторождениях России около 95% фонда скважин эксплуатируется насосным способом. В основном насосный фонд представлен установками центробежных электронасосов (УЭЦН) отечественного и импортного производства. На добычу с помощью УЭЦН приходится основной объем жидкости (нефти). Эксплуатация установок электроцентробежных насосов является наиболее высокотехнологичным, но и самым дорогостоящим способом.

Для отбора из скважин больших количеств жидкости используют лопастный насос с рабочими колесами центробежного типа, обеспечивающий большой напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса. Наряду с этим, в нефтяных скважинах некоторых районов с вязкой нефтью необходима

большая мощность привода относительно подачи. В общем случае эти установки носят название электропогружные электронасосы. В первом случае -- это установки центробежных электронасосов (УЗЦН), во втором -- установки погружных винтовых электронасосов (УЗВНТ) [9].

Скважинные центробежные и винтовые насосы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю. Установки ЭЦН и ЭВН довольно просты в обслуживании, так как на поверхности имеются станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.

При больших подачах УЭЦН имеют достаточный КПД, позволяющий конкурировать этим установкам со штанговыми установками и газлифтом.

При этом способе эксплуатации борьба с отложениями парафина проводится достаточно эффективно с помощью автоматизированных проволочных скребков, а также путем нанесения покрытия внутри поверхности НКТ.

Межремонтный период работы УЭЦН в скважинах достаточно высок и составляет по России до 600 суток.

Скважинный насос имеет 80 - 400 ступеней. Жидкость поступает через сетку в нижней части насоса. Погружной электродвигатель маслозаполненный, герметизированный. Во избежание попадания в него пластовой жидкости устанавливается узел гидрозащиты. Электроэнергия с поверхности подается по круглому кабелю, а около насоса -- по плоскому. При частоте тока 50 Гц частота вращения вала двигателя синхронная и составляет 3000 мин(-1).

Трансформатор (автотрансформатор) используют для повышения напряжения тока от 380 (напряжение промысловой сети) до 400 - 2000 В.

Станция управления имеет приборы, показывающие силу тока и напряжение, что позволяет отключать установку вручную или автоматически.

2. Принцип действия УЭЦН

Установка электроцентробежного насоса предназначена для отбора пластовой жидкости:

- с максимальным содержанием твердых частиц 0,01%;

- с максимальной обводненностью 99%;

- с максимальным объемным содержанием свободного газа на приеме насоса 25%;

- с максимальным содержанием сероводорода 0,01 грамм на 1 литр.

Установка скважинного центробежного электронасоса состоит из насосного агрегата, кабельной линии, колонны насосно-комрессорных труб (НКТ), оборудования устья скважины и наземного оборудования (рисунок 1).

Электроцентробежный агрегат спускают в скважину на НКТ. Он состоит из трех основных частей, расположенных на одном вертикальном валу: многоступенчатого центробежного насоса, электродвигателя (ПЭД), протектора.

ПЭД с протектором, и последний с насосом, соединены на фланцах. Вал электродвигателя через вал протектора соединен с валом насоса шлицевой муфтой. Протектор защищает электродвигатель от проникновения в него жидкости и обеспечивает длительную смазку насоса и двигателя. Электродвигатель расположен непосредственно под насосом. Поэтому насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и электродвигателем через фильтр-сетку [3].

Ток для питания электродвигателя подводится по трехжильному плоскому кабелю, который опускает вместе с колонной НКТ и прикрепляют к ним тонкими железными хомутами (поясами).

Их крепят по одному на каждой трубе над муфтой и по одному на середине трубы, затем, на каждой двадцатой трубе кабель крепят дополнительно пятью поясами, устанавливаемыми в средней части трубы с интервалом 100 мм один от другого.

Наземное оборудование состоит из устьевого оборудования, станции управления и трансформатора. Трансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к ПЭД [4].

Рисунок 1 - Схема компоновки оборудования УЭЦН на скважине

1 - компенсатор; 2 - погружной электродвигатель (ПЭД); 3 - протектор;

4 - насос; 5 - НКТ; 6 - бронированный кабель; 7 - устьевая арматура;

8 - барабан намотки кабеля; 9 - станция управления; 10 - трансформатор.

3. Основные осложняющие факторы при эксплуатации УЭЦН

3.1 Повышенное содержание механических примесей в добываемой жидкости

Механические примеси - вынос песка (частиц породы) из пласта в ствол скважины происходит в результате разрушения пород под воздействием фильтрационного напора при определенной скорости фильтрации или перепаде давления. Вынос песка из пласта приводит к нарушению устойчивости пород в призабойной зоне, к обвалу пород и, как следствие, к деформациям эксплуатационных колонн и нередко к выходу из строя скважин.

Техническими условиями регламентируется предельное содержание механических примесей в добываемой жидкости для насоса в обычном исполнении до 0,1 г/л, для насосов в износостойком исполнении - 0,5 г/л.

В добываемой жидкости могут содержаться как продукты разрушения пласта, смолы, соли, парафин, так и привнесённые с дневной поверхности при ремонтах скважины или при технологических операциях механические примеси.

При содержании механических примесей в откачиваемой жидкости до 1% в течение короткого времени (даже 10-15 сут.) полностью выходят из строя торцевые поверхности рабочих колёс, текстолитовые шайбы, пята, уплотнения, то есть в десятки раз снижается ресурс работы насоса. При этом происходит вибрация УЭЦН, увеличивается вероятность пропуска торцевых уплотнений, что приводит к замыканию обмотки и отказу погружного электродвигателя, при сильной вибрации нередки случаи полётов УЭЦН.

Отказы по причине повышенного содержания крупных взвешенных частиц (КВЧ) характерны для скважин стимулированных ГРП. Основные осложняющие факторы при эксплуатации этих скважин - заклинивание ЭЦН, снижение притока в течение 1,5-2 мес. и переход на периодический режим эксплуатации, вынос механических примесей в продукцию скважин.

3.2 Образование солеотложений и их влияние на работу УЭЦН

нефть насос скважина

Главный источник выделения солей - вода, добываемая совместно с нефтью. Процесс солеотложения непосредственно связан со значительным перенасыщением водной среды трудно растворимыми солями за счет изменения физико-химических параметров системы добычи нефти (температуры, давления, выделения газа, концентрации осадкообразующих ионов и т.д.). Химический состав промысловых вод постоянно меняется по мере выработки запасов нефти, что обусловливает многообразие и изменчивость во времени состава солевых отложений.

Кристаллы солей откладываются на наружной поверхности, на рабочих колёсах насоса. Отложение солей во всех случаях приводит к осложнениям. Накапливаясь на наружной поверхности узлов установки ухудшает теплообмен, уменьшает свободное пространство между насосом и эксплуатационной колонной, при подъеме возможны случаи заклинивания УЭЦН в скважине.

При отложениях на рабочих органах насоса увеличивается износ, повышается вибрация, которая влечёт за собой попадание пластовой жидкости в полость ПЭД и замыкание обмотки. В момент короткого замыкания обмотки ПЭД резко повышается давление во внутренней полости ПЭД и гидрозащиты, что может вызвать разрыв диафрагмы гидрозащиты или ослабление бандажей.

Интенсивное отложение карбоната кальция на рабочих колесах ЭЦН происходит из-за повышения температуры потока добываемой продукции, вызванного теплоотдачей работающего погружного электродвигателя. С ростом температуры снижается растворимость карбоната кальция, что интенсифицирует солеотложение карбонатных осадков на колесах ЭЦН.

Межремонтный период механизированного фонда скважин, осложненных

солеотложением, в ряде случаев снижается до 10 - 35 суток.

3.3 Влияние газа на работу УЭЦН

Количество газа, выделяющегося из жидкости в процессе её движения по стволу скважины, является величиной переменной и зависит от термодинамических условий и характеристики газожидкостной смеси, следовательно, меняется плотность смеси.

Влияние газа в рабочих органах насоса проявляется в ухудшении энергообмена между рабочим колесом и жидкостью, изменяется рабочая характеристика насоса.

Максимальные наработки УЭЦН для добычи нефти обеспечиваются безусловным выполнением всех ограничений на параметры эксплуатации установок, и их узлов и элементов в соответствии с техническими условиями, руководствами по эксплуатации и другими нормативными документами.

Однако при откачке газожидкостной смеси повышенного газосодержания на входе насоса возникают условия, не регламентированные в перечисленных документах, и игнорирование ими может существенно снизить наработки насосов.

В нормативно-технической документации изготовителем для каждого типа насоса приводится рабочий диапазон подач, который относительных координатах подач целесообразно давать в пределах 0,6 - 1,2 из-за подъема рабочих колес на относительных подачах более 1,2, повышенных осевых сил на рабочие колеса и кратного повышения уровня вибрации на подачах менее 0,6.

4. Межремонтный период работы скважин оборудованных УЭЦН

Межремонтный период работы (МРП) является одним из основных показателей работы скважин, эксплуатируемых установками погружных центробежных электронасосов, который характеризует, прежде всего, технический уровень оборудования и качество его изготовления, а так же эксплуатационную надежность скважин, т.е. качество подготовки скважин и эксплуатацию оборудования УЭЦН в определенных геолого-физических условиях работы. Под межремонтным периодом работы скважины или групп скважин понимают среднее время работы между двумя очередными подземными ремонтами, связанными с подъемом оборудования из скважин, при одном и том же способе эксплуатации или эксплуатации одним видом оборудования.

МРП работы скважин проводится, как правило, за скользящий год, т.е. помесячно за перемещающийся двенадцатимесячный период. Расчет МРП работы скважин может проводиться за любой расчетный период (месяц, квартал, полугодие, год).

4.1 Основные причины отказов УЭЦН

Важной задачей, при добыче нефти УЭЦН, является обеспечение бесперебойной работы УЭЦН.

При анализе причин остановок и отказов УЭЦН выявляются факторы прямо или косвенно влияющие на работу УЭЦН.

Рассмотрим основные причины отказов УЭЦН:

неправильный подбор УЭЦН, при котором производительность установки больше притока пластовой жидкости из пласта. В режиме малых подач происходит интенсивный нагрев рабочих органов и корпуса насоса. Возможно плавление изоляции, смещение токоведущих жил удлинителя и кабеля, что приводит к снижению сопротивления изоляционного слоя;

некачественный вывод на режим, при котором нарушается режим охлаждения ПЭД, что влечет за собой перегрев и отказ двигателя;

механическое повреждение кабеля. Чаще всего происходит при спуске УЭЦН;

солеотложения, происходящие интенсивно, при нахождении УЭЦН в растворе глушения до или при эксплуатации. Увеличивается радиальный износ в рабочих органах насоса (износ рабочих колес, направляющих аппаратов, защитных втулок вала и промежуточных радиальных подшипников ЭЦН) и повышении вибрации;

повышенное содержание КВЧ неблагоприятно сказывается на работе ЭЦН: забиваются проходные сечения и изнашиваются рабочие органы насоса, что приводит к увеличению уровня вибрации;

некачественная эксплуатация УЭЦН;

некачественный монтаж УЭЦН, нарушение технологии монтажа, которая привела к отказу;

отказы по наземному электрооборудованию;

скрытый дефект в теле кабеля (микротрещины в изоляционном слое необнаруженные при испытании кабеля, но проявившие себя при спуско-подъемных операциях или эксплуатации УЭЦН);

старение изоляции кабеля (снижение электроизоляционных свойств кабеля при эксплуатации из-за работы в условиях повышенной температуры, газосодержания);

экспериментальные работы, проводимые для испытания новых видов оборудования, узлов, новых технологий.

Рассмотрим отказы узлов УЭЦН и их причины.

Снижение сопротивления изоляции происходит по следующим причинам:

механическое повреждение изоляции кабеля при спуске УЭЦН, вследствие нарушения скорости спуска установки или наличии в скважине посторонних предметов;

смещение токоведущих жил удлинителя или основного кабеля, проходящего до обратного клапана, вследствие некачественного вывода или некачественной эксплуатации;

попадание пластовой или продавочной жидкости в полость двигателя в район звезды, лобовой части или выводных концов (не герметичность торцовых уплотнений ГЗ, нарушения герметичности токоввода или фланцевого соединения двигатель - гидрозащита), вследствие вибрации или попадании атмосферных осадков при монтаже;

перегрев ПЭД (при нарушении режима охлаждения, происходит нагрев, снижение изоляции и замыкание обмотки электродвигателя).

Распределение причин отказов УЭЦН на Приобском месторождении на 01.01.2010 приведено на рисунке 2.

Рисунок 2 - Распределение причин отказов УЭЦН

5. Методы борьбы с осложнениями при эксплуатации УЭЦН

5.1 Методы борьбы с выносом мех примесей

По результатам анализа проведенного в пункте 3.1 основной причиной выноса механических примесей является проведение гидравлического разрыва пласта, с последующим выносом проппанта в скважину. Это явление может иметь место во время первичной очистки или иногда после полного освоения скважины. В низкодебитных скважинах проппант может осаждаться в обсадной колонне, что требует периодических промывок. Результатом может быть потеря приствольной проводимости с полным прекращением добычи в случае полного перекрытия продуктивной зоны. Удаление вынесенного проппанта может быть связанно со значительными затратами.

Сам факт выноса проппанта объясняется плохим качеством цементирования скважин при их строительстве.

Недавние исследования помогли выявить механизм, лежащий в основе утраты прочности проппантной набивки, и найти не столько химическое, сколько физическое решение проблемы. Это нововведение, получившее название технологии PropNET, использует волокна для удержания проппанта на месте. Этот материал, закачиваемый одновременно с проппантом в составе рабочей жидкости, образует сетку, которая стабилизирует проппантно-волоконную набивку, обеспечивая высокие дебиты по нефти или газу. Эта технология основана на принципе волоконного армирования, нашедшем широкое промышленно-коммерческое применение как метод укрепления.

Для ограничения выноса механических примесей, после проведенного на скважине гидравлического разрыва пласта, на Приобском месторождении, при выводе УЭЦН на режим, используют частотные преобразователи. При помощи них уменьшают частоту тока, что позволяет снизить обороты погружного электродвигателя и тем самым уменьшить темпы отбора жидкости из скважины. В свою очередь, это приводит к росту забойного давления и уменьшает депрессию на пласт. После снижения и стабилизации выноса механических примесей частоту тока увеличивают на незначительную величину и снова выдерживают паузу на данном режиме работы до следующей стабилизации. Так происходит до тех пор, пока установка электроцентробежного насоса не будет выведена на режим заданной частоты тока. При таком выводе на режим не существует резкой нагрузки на пласт, а все происходит постепенно. Фонд скважин, оборудованный ПЧ, показан на рисунке 3.5

Для борьбы с выносом частиц породы пласта с размером менее 0,3 мм (мелкие частицы породы) является использование коррозионно-износостойких насосов ЭЦН, хотя их эффект проявляется при больших наработках.

Еще одним средством борьбы с выносом механических примесей является применение пескоотделителя в компоновке с УЭЦН.

Флюид попадает внутрь колонны насосно-компрессорных труб через впускные прорези. После чего, поток флюида направляется вниз по спирали, чтобы попасть в трубку с отверстием, и затем по ней двигаться вверх, к приему насоса. Центробежная сила, создаваемая проходящими по спирали потоками флюида, выталкивает твердые частицы из турбулентного потока. Эти частицы осаждаются в грязевой камере или в ответвленном стволе скважины.

Корпус скважинного пескоотделителя крепится к самому нижнему концу компенсатора, входящего в состав компоновки УЭЦН. К нижнему концу скважинного пескоотделителя крепится колонна труб грязевой камеры. В скважину спускается, по возможности, такое максимальное количество труб грязевой камеры, насколько это позволяет профиль скважины.

Перед спуском погружного электроцентробежного насоса и скважинного пескоотделителя рекомендуется произвести спуск и подьем скребка для того, чтобы убедиться в целостности обсадной колонны и очистить ее внутренние стенки от отложений твердой фазы. Спуск компоновки необходимо производить медленно, чтобы в процессе не повредить уплотнение обсадной колонны.

5.2 Особенности эксплуатации УЭЦН при повышенном газосодержании

Для защиты насосов от вредного влияния газа на месторождении используют несколько способов:

заглубление насоса под динамический уровень жидкости в скважине;

Увеличение глубины погружения насоса под динамический уровень жидкости приводит к уменьшению газосодержания смеси у входа в насос за счет возрастания давления. При отсутствии каких-либо ограничений (высокая температура, большой темп набора кривизны ствола скважины и др.) за счет увеличения погружения во многих случаях можно сводить входное газосодержание смеси до вполне допустимой для ЭЦН величины - 10-15%. При сравнительно небольшой газонасыщенности нефти (Г = 50-60 м3\м3) и не очень высоких значениях давления насыщения (РНАС =10 МПа) обычно так и поступают. Если же давление насыщения нефти и газонасыценность достаточно высокие для достижения упомянутых значений входного газосодержаний смеси требуется весьма большое заглубление насоса.

установка перед насосом газосепаратора;

Газосепараторы предназначены для уменьшения объемного содержания свободного газа в откачиваемой пластовой жидкости на входе в погружные центробежные насосы (УЭЦН).

Газосепаратор работает следующим образом: газожидкостная смесь попадает через сетку и отверстия входного модуля на шнек и далее к рабочим органам газосепаратора. За счет приобретенного напора газожидкостная смесь поступает во вращающуюся камеру сепаратора, снабженную радиальными ребрами, где под действием центробежных сил газ отделяется от жидкости. Далее жидкость с периферии камеры сепаратора поступает по каналам переводника на прием насоса, а газ через наклонные отверстия отводится в затрубное пространство.

5.3 Методы борьбы с солеотложением

Из применяемых на сегодня способов борьбы с солеотложением наиболее эффективным и технологичным на Приобском месторождении является способ предупреждения отложений с применением химических реагентов - ингибиторов. При правильном выборе ингибитора и соответствующей технологии его применения может быть обеспечено технологически полное предупреждение отложения неорганических солей на всем пути движения продукции скважин - от забоя до пунктов подготовки нефти и воды.

Моделирование изменения солевой насыщенности попутно-добываемых вод позволяет прогнозировать потенциал солеотложения, интенсивность солеотложения в скважине, погружном насосном оборудовании, нефтесборных коллекторах. Для моделирования использовались разработанные программные средства, созданные на основе алгоритмов Дж. Е. Одда, М.В. Томпсона и Намиота. Моделирование учитывало ионный состав попутно-добываемой воды на конкретной скважине, изменение термодинамических условий и парциального давления СО2 при движении скважинных флюидов в скважине, нагрев добываемых флюидов работающим погружным электродвигателем (ПЭД) центробежного насоса и другие параметры. Результаты моделирования, иллюстрируемые зависимостями количества образующейся соли от глубины скважины) служат основой для выявления зон солеотложения и являются необходимой информацией для разработки мер по предупреждению солеобразования.

При интенсификации солеотложения в зоне приема ЭЦН с положительной стороны зарекомендовала себя технология постоянного дозирования ингибитора солеотложения в затрубное пространство скважины наземными дозировочными установками УДЭ. На кусту монтируется УДЭ, закачивающее ингибитор в затрубное пространство сразу нескольких скважин. Расчет расхода производится с учетом суточного дебита скважины по воде.

5.4 Рекомендации по эксплуатации УЭЦН в осложненных условиях

В результате анализа структуры отказов, осложняющих факторов и методов уменьшения их влияния на работу УЭЦН можно определить основные направления по увеличению средней наработки на отказ УЭЦН.

Большое значение имеет качество проведения работ при эксплуатации УЭЦН:

правильный подбор установки ЭЦН к данной скважине;

качественная подготовка скважины к эксплуатации (промывка забоя, шаблонирование колонны);

качественная подготовка оборудования (кабель, двигатель, насос, газосепаратор);

качественный спуск установки в скважину;

качественный вывод установки на режим.

При эксплуатации осложненного фонда скважин, необходимо применение методов снижения влияния осложняющих факторов на работу УЭЦН.

В скважинах с повышенным содержанием КВЧ рекомендуется установка фильтров и использование УЭЦН износостойкого исполнения.

Для скважин, с повышенным газосодержанием, в связи с повышенным содержанием механических примесей, необходимо использование газосепараторов и диспергаторов в износостойком исполнении.

Для комплексного решения проблемы эксплуатации УЭЦН в осложненных условиях предлагается использование полнокомплектного оборудования для осложненных условий производства ОАО «Новомет». В комплект оборудования входят:

- щелевой фильтр ЖНЩ. Фильтр предотвращает попадание в рабочие органы насосных секций механических примесей и проппанта с поперечным сечением частиц более 0,1 и 0,2 мм. Мелкие частицы не накапливаются в фильтре, т.к. нет застойных зон. Фильтр можно многократно использовать после регенерации (очищение фильтрующих элементов, восстановление прорывов, расслоений);

- ступени центробежных насосов, изготовленные методом порошковой металлургии. Порошковые ступени отличаются повышенной износостойкостью и высокой точностью проточных полостей и не требуют дополнительной механической обработки поверхностей. Гидродинамическая гладкость поверхностей деталей значительно улучшает рабочие характеристики насоса.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Условия, в которых приходится эксплуатировать установки погружных электронасосов на месторождении, своеобразны и сложны, как в геологическом, так и технологическом плане. Поэтому оборудованию, находящемуся в работе, приходится испытывать колоссальные нагрузки различных факторов, которые являются причиной многих отказов. Факторы, снижающие надежность УЭЦН:

- механические примеси;

- солеотложения;

- температура;

- кривизна ствола;

- газосодержание;

- парафиновые отложения.

Большой процент УЭЦН на месторождении работает в режиме ниже оптимального, как следовало бы, что тоже приводит к преждевременным отказам и снижении эффективности эксплуатации.

Важнейшим фактором для оптимальной работы УЭЦН является правильный подбор УЭЦН к скважине. При подборе УЭЦН к скважине руководствуются паспортной характеристикой насоса - зависимостями напора, потребляемой мощности и коэффициента полезного действия от подачи насоса. Вероятная характеристика работы насоса в конкретной скважине может существенно отличаться от паспортной, вследствие качества изготовления насоса, отличия вязкости откачиваемой жидкости от вязкости воды, и наличия в продукции скважины свободного газа.

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

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

После получения результатов подбора УЭЦН к скважине дают заявку на монтаж данной УЭЦН, и определяет тип двигателя, гидрозащиты, кабеля, газосепаратора и наземного оборудования необходимых для комплектации в соответствии с действующими ТУ и руководством по эксплуатации УЭЦН.

Список использованной литературы

1 Габриэлянц Г.А. Геология нефтяных и газовых месторождений / Г.А. Габриэлянц. - М.: Недра, 1984. - 287 с.

2 Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений / В.С. Бойко - М.: Недра, 1990. - 427 с.

3 Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти / В.И. Щуров. - М.: Недра, 1983. - 510 с.

4 Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений / Ю.П. Желтов. - М.: Недра, 1984. - 249 с.

5 Справочная книга по добыче нефти // Под ред. Ш.К. Гиматутдинова.-М.:Недра,1974.-450 с.

6 Каплан Л.С., Каплан А.Л. Технология и техника воздействия на нефтяной пласт. -Октяб-рьский: 2000.- 210 с.

7 Каплан Л.С., Каплан А.Л.. Справочное пособие нефтяника. Ч.1, II.-Уфа- Октябрьский: ОФ УГНТУ, 2004.- 320 с.

8 Амиров А.Д., Овнатанов С.Т., Яшин А.С.. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1975.- 344 с.

Размещено на Allbest.ru