Изучение основ работы электрического центробежного насоса. 
Подбор установки к скважине

Введение

ЭЦН (Электрический центробежный насос) — наиболее широко распространенный в России аппарат механизированной добычи нефти.

Эксплуатация УЭЦН является высокотехнологичным, и самым дорогостоящим способом. Выполнение плана по добыче нефти зависит от эффективности работы УЭЦН, их межремонтного периода работы (МРП), увеличение которого — один из самых эффективных путей снижения затрат.

Очень важным вопросом в условиях НГДУ сегодня является вопрос грамотного подбора типоразмеров УЭЦН к конкретным скважинам, для обеспечения надёжного вывода на режим и последующей работы.

Выводом скважин на установившийся режим эксплуатации принято называть процесс освоения скважин после подземного или капитального ремонта, т. е. снижение противодавления на пласт, создание депрессии и вызов притока жидкости из пласта. Стоит также отметить, что установившимся режимом эксплуатации считается такой режим, при котором дебит скважины и динамический уровень жидкости в затрубном пространстве не изменяются.

Технологической операции вывода на режим отводится особое внимание в процессе эксплуатации погружных насосных установок, что вызвано их конструктивными особенностями. Погружной электродвигатель, являющийся приводом насоса, нуждается во внешнем охлаждении, которое возникает при омывании ПЭД жидкостью поступающей в скважину из пласта.

Целью данного курсового проекта является рассмотрение устройства УЭЦН, знакомство методикой освоения (выводом на режим) после подземного ремонта, анализ отказов УЭЦН, знакомство с методикой подбора установки к скважине.

1. Общая часть

1.1 История открытия и освоения месторождения Рисунок 1.1 — Стела. Въезд Рогожниковского месторождения. Октябрьский район, ХМАО.

Рогожниковское месторождение было открыто в 1988 году Назымской нефтегазоразведочной экспедицией ПО «Хантымансийскнефтегазгеология» на правом берегу реки Обь в 87 км к востоку от Нягани. Свое название месторождение получило в честь геолога Геннадия Рогожникова, одного из первооткрывателей нефти и газа в Западной Сибири. В ходе разведки на месторождении было пробурено 19 поисковых и разведочных скважин, которые выявили крупные запасы нефти (более 490 млн тонн) в отложениях триаса и палеозоя, приуроченные к сложнопостроенным коллекторам.

В 1998 г. в сводовой части Северо-Рогожниковского поднятия пробурена скв. 763.

При испытании плаcта Ю1 (абалакская свита) в интервале 2576−2621 м получен фонтанный приток нефти дебитом 1.3 м³/сут. на 2-мм штуцере. Залежь пласта Ю1 связана с трещиноватыми карбонатно-глинистыми породами. Общая толщина абалакской свиты составляет 24 м. Нефтенасыщенная толщина — 2.4 м.

Запасы нефти вначале были оценены только по категории С1 в пределах квадрата со стороной 2 км в районе скв. 763 и составили: балансовые — 505 тыс.т., извлекаемые — 126 тыс.т.

Сургутнефтегаз в 2001 г получил право на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья в пределах Рогожниковского участка.

Извлекаемые запасы нефти Рогожниковского месторождения тогда оценивались в 96 млн. тонн (27 млн. тонн — по категории С1 и 69 млн. тонн — по С2). В настоящее время запасы составляют примерно 150 млн. тонн. В эксплуатацию Рогожниковское месторождение введено в 2005 году.

Рогожниковским месторождение названо в честь Г. Рогожникова одного из первооткрывателей нефтяных и газовых месторождений в Западной Сибири.

1.2 Географическая характеристика района работ Рогожниковское нефтяное месторождение расположено в Октябрьском районе Ханты-Мансийского автономного округа — ЮГРА Российской Федерации на расстояние около 165 км к северо-западу от г. Ханты-Мансийска и 400 км от г. Сургута.

Рогожниковское месторождение расположено на границе Красноленинского свода и Фроловской геовпадины Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в зоне влияния крупного глубинного разлома, разделяющего Уват — Ханты-Мансийский срединный массив и Уральскую складчатую систему, выявленным по результатам работ сп 18/81−82.

По данным гравии магниторазведки, а также по материалам сейсморазведки на Рогожниковском месторождении широко развиты многочисленные тектонические нарушения и разломы, разграничивающие крупные блоки фундамента и осложняющие строение орточехла.

Рисунок 1.2 — Расположение месторождений Красноленинского блока Вдоль разломов происходили движения блоков фундамента с проявлением вулканизма в наиболее активные тектонические этапы триасового времени (вулканогенно-осадочных породы Триаса).

Нефтеносность Рогожниковского месторождения связана с триасовыми породами, отложениями тюменской (пласты ЮК2−3 и ЮК4), тутлеймской (пласт ЮК0) и викуловской (пласты ВК1 и ВК2) свит. Незначительный приток нефти выявлен в пласте А3 (алымская свита).

Недостатком является, кроме удаленности от г. Сургута, также сложные геологические и природно-климатические условия, что, например, удорожает бурение в 3 раза. Около 5 млрд рублей вложил Сургутнефтегаз в первичное обустройство, включающее строительство дороги, трубопроводов и ЛЭП.

Рогожниковское месторождение находится в распределённом фонде недр. По размерам запасов относится к классу крупных, а по степени промышленной освоенности к разведываемым.

2. Геологическая часть

2.1 Краткая геологическая характеристика месторождения Согласно тектонической карте фундамента Западно-Сибирской плиты В. С. Суркова, отчётная площадь приурочена к шовной зоне двух крупных складчатых систем: Уральской (область позднегерцинской складчатости) и Уват-Хантымансийского срединного массива. Большая часть площади расположена на западе последнего, в пределах Красноленинского антиклинория, сложенного байкальскими складчатыми комплексами, переработанными герцинским тектогенезом.

По схеме геологического строения доюрского основания Фроловской зоны, составленной В. Г. Криночкиным, между отложениями складчатого фундамента и образованиями осадочного чехла на большей части исследуемой площади залегают образования триаса. Лишь на юго-западном окончании площади юрские отложения непосредственно залегают на образованиях фундамента.

В юго-западной части площади вскрыты кристаллические сланцы, гнейсы, граниты предположительно позднепротерозойского-палеозойского возраста. Образования, вскрытые скважинами под отложениями юры на остальной, большей части Рогожниковского лицензионного участка, отнесены к туринской серии триаса.

Таким образом, в составе доюрских отложений исследуемого района, как и в целом Западно-Сибирской плиты, выделяются два структурных этажа, перекрываемых третьим — осадочным чехлом мезозойско-кайнозойских пород.

Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской синеклизы, составленной коллективом авторов под редакцией И. И. Нестерова, исследуемая площадь приурочена к Северо-Красноленинскому малому своду (XCVIII) входящему в состав Красноленинского свода (LIII), осложняющего восточную часть Кондинско-Полуйской мегамоноклинали (Б1А) в непосредственной близости от границы с Казым-Нижнедемьянской мегагемивпадиной (Б1Б). В пределах района работ выделяется серия локальных поднятий и куполов. В северной части Восточно-Рогожниковские I и II л.п. (2143, 2144), осложняющие Рогожниковский крупный купол (4387), входящий в состав одноименного куполовидного поднятия (989). В центральной части площади выделяются Восточно-Сосновское I (2145) локальное поднятие и группа куполов без названия (2150), осложняющие Малоатлымский малый вал (759). На самом юге площади отмечается Восточно-Сосновское поднятие (2151). Рогожниковская (989) и Малоатлымская (759) антиклинальные структуры II порядка в границах площади разделяются Южно-Рогожниковским малым прогибом (990).

Толщина триасовых образований, выполняющих Рогожниковскую впадину, по данным сейсморазведки достигает 2600 м.

В результате интерпретации волнового поля на сейсмических разрезах с учетом данных гравиметрической и магнитной съемок в пределах исследуемой территории установлены несколько глубинных разломов, по-видимому, предопределивших развитие Рогожниковской впадины. Протрассированные на палеозойской поверхности (отражающий горизонт А1) многочисленные, на первый взгляд хаотично ориентированные тектонические нарушения, при внимательном анализе хорошо укладываются в несколько крупных разломных зон северо-западной ориентировки, контролирующих борта впадины. Наиболее крупный из них, установленный в юго-западной части площади и контролирует южную границу Рогожниковской впадины, ориентированную вдоль разлома в северо-западном направлении, вероятно, сопровождался наиболее мощным вулканизмом. Углы наклона пород, слагающих впадину составляют на южном борту 15−20°, на северном — 10−15°. На западе и востоке площади Рогожниковского лицензионного участка впадина не замыкается, поэтому протяженность грабена не установлена. Ширина его составляет около 40 км, глубина — около 2600 м.

Характер изменения толщин сейсмостратиграфических комплексов триаса свидетельствует, что Рогожниковская впадина формировалась ритмично в триасовое время, по мере перетекания вещества в виде расплава на поверхность по разломам. Поэтому отложения выделенных в триасе сейсмостратиграфических подкомплексов имеют покровный характер. Ограничены по площади развития лишь верхние, граничащие с юрскими отложениями, подкомплексы.

Положительный рельеф над Рогожниковской впадиной (по кровле палеозоя) связан с особенностями формирования вулканогенных образований. Следует отметить, что выделенный на месте шовной зоны глубинный разлом не мог быть единственным поставщиком магмы огромной массы отложившихся эффузивов. Наличие больших объёмов эффузивов кислого и среднего состава в силу большой вязкости сформировавших их магм свидетельствует о многочисленных их источниках. Магматизм, по-видимому, был трещинного типа по системам многочисленных разломов, ориентированных преимущественно вдоль Рогожниковской впадины, по которым и опускались блоки дна впадины.

Мезозойская группа /Mz/

Триас (Т) Согласно стратиграфическим схемам триасовых отложений Западной Сибири, утверждённым МСК 9 апреля 2004 г., отложения триаса Рогожниковского лицензионного участка по схеме фациального районирования формировались в Ляпинско-Шеркалинском структурно-фациальном районе. Они объединены здесь в туринскую серию, в составе которой снизу вверх выделяются ярская, войновская и унторская свиты.

Ярская свита представлена переслаиванием тёмно-серых, коричнево-красных и зелённых аргиллитов, песчаников, гравелитов, покровами базальтов. Толщина свиты более 200 м. Абсолютный возраст интрузий долеритов, пронизывающих эти образования на смежном с юга фациальном районе (определённый по калий-аргоновому методу), составляет 225−274 млн. лет.

Относительный возраст определён как индский-оленёкский-анизийский.

Ярскую свиту согласно перекрывают отложения войновской свиты, представленные базальтами тёмно-зелёными, афанитовыми и миндалекаменными, тёмно-серыми аргиллитами, местами углистыми, туффитами. Толщина около 400 м. Абсолютный возраст базальтов свиты, определённый по калий-аргоновому методу, составляет 210−234 млн. лет. Относительный возраст определён как анизийский-ладинский-карнийский.

Отложения войновской свиты согласно перекрывают образования унторской свиты. Они представлены тёмно-серыми аргиллитами с прослоями алевролитов, песчаников и туфогенных пород, базальтов. Толщина свиты более 380 м, возраст ограничен карнийским веком.

Юрская система /J/

В пределах изучаемой территории представлена тремя отделами: нижним, средним, верхним. В сейсмическом разрезе юрским отложениям соответствует толща пород, заключенная между отражающими горизонтами, А и Б. Площадь Рогожниковского месторождения по схеме районирования нижне-среднеюрских отложений входят в состав Фроловского структурно-фациального района. Верхнеюрские образование принадлежат Казым-Кондинскому структурно-фациальному району.

Средний отдел /J2/

В составе среднего отдела юры выделяются тюменская и низы абалакской свит.

Тюменская свита (J2 aal-bt)

Отложения верхов ааленского, байосского и батского ярусов среднего отдела юрской системы объединяются в тюменскую свиту, в составе которой выделяются три подсвиты. В связи с расчленённым рельефом поверхности подошвы свиты на территории Рогожниковского лицензионного участка её отложения в разных структурных условиях имеют различный стратиграфический объём и залегают согласно на образованиях горелой свиты (здесь свита имеет полный стратиграфический объём) и со стратиграфическим и угловым несогласием на породах триаса и складчатого палеозойского фундамента. В последних двух случаях подошва свиты маркируется базальным горизонтом гравелитов.

Нижняя подсвита сложена переслаиваниями песчаников и алевролитов (пласты) серых, глинистых с уплотненными глинами, реже углями. Характерен растительных детрит. В сводовых частях поднятий её отложения отсутствуют.

Средняя подсвита (пласты) представлена неравномерным чередованием глин уплотненных, иногда углистых, с глинистыми песчаниками, алевролитами, прослоями углей. В нижней части глины преобладают. На наиболее высоких участках сводов поднятий её отложения отсутствуют.

Верхнюю подсвиту слагают глины серые до темно-серых, с горизонтальной слоистостью, биотурбированные, чередующиеся с глинистыми песчаниками, алевролитами. Присутствует обильный растительный детрит, корни растений, пирит. Выделяемые в подсвите пласты индексируются как. Отложения подсвиты полностью перекрывают территорию Рогожниковского лицензионного участка.

Толщина свиты составляет более 140 м. Возраст свиты — аален-байос-бат. К кровле свиты приурочен отражающий горизонт Т.

Отложения келловейского возраста средней юры входят в состав абалакской свиты и характеризуются ниже.

Верхняя юра /J3/

В составе верхней юры на рассматриваемой территории выделяются абалакская и тутлеймская свиты.

Абалакская свита /J2 kJ3 o-km-v/

Отложения абалакской свиты с размывом залегают на образованиях тюменской свиты.

В основании абалакской свиты присутствует базальный горизонт келовейской трансгрессии, представленный переслаиванием песчаников, алевролитов грязно-серых, паттумных, слабо отсортированных и глин, нижняя часть которого индексируется как пласт, а верхняя часть выделяется как пахомовская пачка и индексируется пластом. Толщина последнего составляет 1−3 м.

На пахомовской пачке с замещением залегают наслоения, образующие абалакскую свиту (мощность залегания 12−60 м). Последнюю составляют глины аргиллитоподобные, темно-серые, серые, преимущественно тонко-отмученные, в разной степени глауконитовые, в нижней половине слюдистые. В верхах свиты отмечаются небольшие прослои битуминозных разностей. По всему разрезу отмечаются пиритовые стяжения, глинисто-карбонатные конкреции. В прикровельной части свиты фиксируется горизонт конкреций, в том числе септариевых, обогащенных глауконитом, рострами белемнитов. Часто породы биотурбированы. Многочислены остатки аммонитов, двустворок, встречаются лингулы, пиритизированные водоросли.

Возраст свиты — келловейский век средней юры — оксфорд-кимеридж-низы волжского века поздней юры. К кровле свиты приурочен отражающий горизонт Б1.

Меловая система (K)

Литолого-стратиграфическая характеристика меловых отложений осадочного чехла приводится на основании региональных стратиграфических схем мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины, утверждённых МСК СССР 30 января 1991 г. /2/.

В составе меловой системы на описываемой территории присутствуют отложения обоих отделов.

Нижний отдел (K1)

Согласно схемы районирования неокомских отложений Западно-Сибирской равнины, последние на изучаемой территории формировались во Фроловском структурно-фациальном районе. В составе неокома здесь выделяются тутлеймская и фроловская свиты.

Тутлеймская свита /J3vK1b/

На отложениях вышеописанной нижней подсвиты волжско-берриасского возраста согласно залегают образования верхней подсвиты тутлеймской свиты берриасского возраста. Они представлены аргиллитами коричневато-чёрными, битуминозными, листоватыми, с остатками ихтиофауны и онихитами. Толщина свиты составляет 30 м.

Фроловская свита K1vl-ap

На отложениях тутлеймской свиты согласно залегают породы фроловской свиты (стратиграфический интервал пластов). Они представлены глинами аргиллитоподобными, тёмно-серыми, тонкоотмученными, с прослоями слабобитуминозных разностей, алевритовых разностей и глинистых известняков.

Венчают разрез фроловской свиты образования пачки «М», представленной глинами алевритовыми, с прослоями алевролитов. Толщина 30−50 м. Это стратиграфический интервал пластов. Возраст свиты — валанжин-готерив-баррем-апт.

К кровле фроловской свиты приурочен отражающий горизонт М. Общая толщина свиты на Рогожниковском лицензионном участке составляет 570 м.

Верхняя часть разреза нижнего мела (отложения апта-альба) данного района согласно схемы районирования апт-альб-сеноманских отложений Западно-Сибирской равнины формировались в Берёзово-Тюменском структурно-фациальном районе. В это время на территории Рогожниковского лицензионного участка были сформированы образования описанных выше верхов фроловской, кошайской и викуловской свит.

Кошайская свита (К1 ap)

На отложениях фроловской свиты согласно залегают образования кошайской свиты, представленной здесь двумя пачками.

Пачка 1 сложена глинами аргиллитоподобными, тёмно-серыми, тонкоотмученными, с редкими тонкими прослоями глинистых алевролитов и известняков. Толщина 20−25 м.

Пачка 2 представлена глинами аргиллитоподобными, тёмно-серыми, серыми, с прослоями светло-серых алевролитов.

Толщина свиты около 90 м. Стратиграфический объём свиты ограничен нижним подъярусом аптского яруса.

Викуловская свита /К1аp/

На отложениях кошайской свиты согласно залегают породы викуловской свиты. Они расчленяются на две подсвиты.

Нижневикуловская подсвита сложена серыми, до светло-серых, алевритами, уплотнёнными песками и песчаниками с прослоями серых алевритовых глин и глинистых известняков. Отмечается растительный детрит. Определены единичные фораминиферы. По литологическому составу и морской фауне это отложения морского генезиса.

Морские отложения нижневикуловской подсвиты постепенно переходят в аллювиальные образования верхневикуловской подсвиты, представленные серыми, до светло-серых алевритами, уплотнёнными песками и песчаниками с единичными прослоями серых алевритовых глин и глинистых известняков. Отмечается растительный детрит, сидерит. В кровле породы слабо каолинизированы. В верхней подсвите выделяются песчаные пласты и, представляющие собой по генезису образования аллювиальных толщ. Пласт, залегающий в кровле викуловской свиты, сложен русловыми образованиями аллювиальной толщи, в связи с чем его подошва удовлетворительно выделяется по разрезам скважин. В верхней части подсвиты (пласт) открыта залежь нефти.

Мощность свиты 260 м. Возраст викуловской свиты — средний-верхний апт.

К кровле свиты приурочен сейсмический отражающий горизонт М1.

Ханты-мансийская свита /К1аl/

Отложения викуловской свиты согласно перекрываются образованиями ханты-мансийской свиты морского генезиса. В составе ханты-мансийской свиты по особенностям строения выделяются две подсвиты. Нижняя подсвита представлена глинами аргиллитоподобными, тёмно-серыми, преимущественно тонкоотмученными, с редкими прослоями алевролитов, глинистых известняков и сидеритов. В отдельных разрезах в основании отмечаются песчаники мощностью до 2 м, слабо отсортированные, с глауконитом. Встречается растительный детрит, аттрит, пиритизированные водоросли, остатки рыб, двустворки. В нижней части породы биотурбированы.

Верхняя подсвита сложена алевритами, реже уплотнёнными песками серыми, с прослоями тёмно-серых, реже серых алевритовых глин. Встречаются пиритизированные водоросли, пирит, остатки рыб, растительный детрит, аттрит. Выделяются песчаные пласты -. По генезису это формирования мелководно-морских фаций.

Стратиграфически объём свиты соответствует альбскому ярусу.

Мощность свиты составляет 250 м.

2.2 Характеристика продуктивных пластов Рогожниковский лицензионный участок расположен на территории Красноленинского нефтегазоносного района Фроловской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

В этом нефтегазоносном районе залежи нефти сформировались в коллекторах на различных стратиграфических уровнях: доюрские образования, нижняя юра (шеркалинская свита), средняя юра (тюменская свита), верхняя юра (абалакская, тутлеймская свиты), нижний мел (викуловская свита).

Собственно на Рогожниковском месторождении выявлены залежи нефти в доюрских образованиях (пласты Тр, Pz), в отложениях тюменской (группа пластов), абалакской (пласт 1), тутлеймской (пласт), викуловской (пласт) свит.

Пласт. В пласте выявлено 3 залежи, приуроченные к сводовым частям Восточно-Рогожниковского 2, Сосновского, Сирдемского и Восточно-Сосновского локальных поднятий.

Пласт. Средняя толщина отложений нижнетутлеймской подсвиты (пласт ЮКо) составляет 16 м.

Пласт. Эффективная нефтенасыщенная толщина проницаемых пропластков, которые приурочены к двум карбонатным прослоям в отложениях абалакской свиты, составила 3,8 м.

Пласты. Коллекторы пластов полностью нефтенасыщены.

Пласт. В отложениях пласта выявлено 3 залежи литологического типа. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 4,7 м.

Пласт. В отложениях пласта выявлено три залежи, две из которых располагаются в юго-восточной части площади. Нефтенасыщенные толщины в пределах этих залежей изменяются от 0,4 до 12,5 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2,4 м. Залежи литологические.

Пласт. В интервале пласта выявлено 6 залежей. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2,1 м.

Доюрский нефтегазоносный комплекс. Доюрский нефтегазоносный комплекс включает в себя отложения триаса и палеозоя. Рельеф доюрских отложений Рогожниковского ЛУ является в значительной степени расчленённым и составлен сопками конической формы достаточно однообразного строения. Значительная часть сопок объединена в протяжённые гряды, которые в верхней части доюрских отложений Рогожниковского месторождения сложены вулканическими породами. В его центральной и восточной частях гряды преимущественно субширотного простирания, которые соединяются грядами субмеридионального направления.

Породы-коллекторы доюрского комплекса характеризуются трещинно-кавернозным, трещинно-кавернозно поровым типами .

В пределах Рогожниковского месторождения в отложениях триаса выявлено 2 залежи, балансовые запасы нефти которых составляют около половины общих запасов месторождения.

Северная (Восточно-Рогожниковское 1 л.п.) залежь по материалам сейсморазведки сформирована в зоне развития отложений Тр36, закартированных по результатам работ сп 8, 9 11/2001;2002. Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах этой залежи достигают значений более 110 м. Размеры залежи составляют в ширину 8, в длину 9 км.

Границы южной залежи (основной), расположенной на Малоатлымском малом валу, проведены в соответствии с выделенными на сейсмических временных разрезах областями распространения трещиноватых пород и данными бурения. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина здесь составляет 15,7 м. Ширина залежи порядка 9 км, длина 34 км.

Залежь пласта Pz открыта в 2006 году в результате бурения разведочной скважины № 871Р. При её испытании в колонне в интервале 2655.0−2670.8м (а.о. 2554.2−2570.0 м) получен приток нефти дебитом 0.28 м³/сут при Нд-1193.5 м.

Граница распространения залежи с севера проведена, на основании сейсмических данных с/п 2/04−05, как граница распространения пород палеозоя на поверхности доюрского основания. С запада и востока залежь ограничена линией распространения коллекторов по данным бурения и результатам испытания в скважинах №№ 790 и 828 (где при испытании притоков не получено).

Вскрытая толщина пород палеозоя составляет в среднем 195 м, нефтенасыщенная — 5 м.

Данные результатов испытания скважин Рогожниковского месторождения представлены в таблицах 2.1 и 2.2.

Таблица 2.1 — Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Таблица 2.2 — Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов Таблица 2.3 — Свойства пластовой нефти продуктивных пластов Рогожниковского месторождения Таблица 2.4 — Обобщенная характеристика пластовых флюидов Рогожниковского месторождения для гидродинамической модели фильтрации

3. Технико-технологическая часть

3.1 Действующий вариант разработки месторождения Рогожниковское мосторождение является активно разрабатываемым месторождением. В процессе освоения идет формирование семиточечной системы разработки.

Она относится к системам разработки с поддержанием пластового давления, с площадным расположением скважин. Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре.

Добывающие скважины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная — в центре. Соотношение ½, т. е. на одну нагнетательную скважину приходятся две добывающие, рисунок 3.1.1.

Рисунок 3.1.1 — Расположение скважин при семиточечной обращенной системе разработки

1 — условный контур нефтеносности; 2 и 3 — скважины соответственно нагентательные и добывающие

3.2 Анализ работы скважин, оборудования УЭЦН Рисунок 3.1 — Механизированный фонд скважин, с разбивкой по пластам Рисунок 3.2 — Динамика наработки УЭЦН Факторы, влияющие на снижение наработки подземного оборудования:

1. Отсутствие прямого влияния системы ППД на скважины механизированного фонда

2. Высокая пластовая температура 108−116°С пласт Тр

3. Солеобразования как на рабочих органах ЭЦН, так и в пласте.

Рисунок 3.3 — Причины преждевременных отказов (категория 0−150 суток)

3.3 Схема УЭЦН и характеристика основных узлов Рисунок 3.4 — Схема УЭЦН

1 — электродвигатель с гидрозащитой; 2 — погружной, центробежный насос; 3 — кабельная линия; 4 — колонна НКТ; 5 — крепежные пояса; 6 — оборудование устья скважины;7 — станция управления; 8 — трансформатор Установки погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) широко начали применять для эксплуатации скважин с 1955 г.

УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ.

Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос, гидрозащиту и электродвигатель. Он спускается в скважину на колоне НКТ, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования, устанавливаемого на колонной головке эксплутационной колонны. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор и станцию управления по кабелю, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами (хомутами), подается на электродвигатель, с ротором которого связан вал центробежного электронасоса (ЭЦН). ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном — спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. Гидрозащита включает в себя компенсатор и протектор.

Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами.

Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободного газа на глубину до 250−300 м, а иногда и до 600 м.

Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 25−1300 м³/сут и высотой подъема жидкости 500−2000 м.

В зависимости от поперечного размера погружного агрегата УЭЦН подразделяют на три условные группы 5, 5А и 6 с диаметрами соответственно 92, 103 и 114 мм. Они предназначены для эксплуатации скважин с внутренними диаметрами эксплутационных колонн соответственно не менее 121,7; 130; 144,3 мм, а установки УЭЦН 6−500−1100 и УЭН 6−700−800 — для скважин диаметром эксплутационной колонны 148,3 мм.

В качестве примера приведем три шифра установок: У3ЭЦН 5−130−1200, У2ЭЦНИ 6−350−110 и УЭЦН 5−180−1200, где кроме УЭЦН приняты следующие обозначения: 3 — модификация; 5 — группа насоса; 130 — подача, м³/сут; 1200 — развиваемый напор, м; И — износостойкое исполнение; К — коррозионностойкое исполнение (остальные обозначения аналогичны).

Рассмотрим основные узлы установок ЭЦН.

Центробежные электронасосы — это погружные центробежные, секционные, многоступенчатые насосы. По принципу действия они не отличаются от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости.

Секции насоса и связанные фланцевыми соединениями, представляют собой металлический корпус, изготовленный из стальной трубы длиной до 5,5 м. В корпус секции вставляется пакет ступенчатый, представляющий собой собранные на валу рабочие колеса и направляющие аппараты. Рабочие колеса устанавливаются на валу на продольной механической шпонке, они могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие аппараты закреплены от проворота в корпусе гайкой-наппелем, расположенной в верхней части корпуса. Число ступеней колеблется от 127 до 413.

Снизу в корпус ввинчивают основание насоса с приемными отверстиями и фильтром-сеткой, через которые жидкость из скважины поступает в насос.

Верхний конец вала насоса вращается в подшипнике скольжения и заканчивается пятой, воспринимающей нагрузку на вал. Радиальные усилия в насосе воспринимаются подшипниками скольжения устанавливаемыми в основании, ниппеле и на валу насоса.

В верхней части насоса находится ловильная головка, в которой расположен обратный клапан и к которой крепятся НКТ.

Погружной электродвигатель. В качестве привода насоса используется погружной, трехфазный, асинхронный с короткозамкнутым многосекционным ротором вертикального исполнения, маслонаполненный электродвигатель типа ПЭД. Погружной электродвигатель состоит из статора, ротора, головки и основания. Корпус статора изготавливается стальной трубы, на концах которой предусмотрены резьба для подсоединения головки и основания двигателя. Магнитопровод статора собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей, имеющих пазы, в которых располагается обмотка. Фазы обмотки соединены в звезду. К концам обмотки статора припаивают специальные выводные концы, изготовленные из многожильного медного провода с изоляцией, имеющей высокую электрическую и механическую прочность. Выводные концы обмотки соединяют с кабелем через специальную изоляционную штепсельную колодку (муфту для двигателей диаметром 117 мм) кабельного ввода. Токоввод может быть и ножевого типа, представляющий собой плоскую колодку, контакты в которой залиты резиной.

Двигатель заполняется специальным, маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим как для охлаждения, так и для смазки. Дополнительную циркуляцию масла и смазку подшипников ротора обеспечивает турбинка. Фильтр очищает масло. В головке двигателя расположены пята и подпятник.

Погружные электродвигатели имеют следующие шифры: ПЭД 125−138АВ5, где 125 — номинальная мощность, кВт (16−125 кВт); 138 — диаметр корпуса, мм (103−108 мм); АВ5-серия двигателя. При работе электродвигателя серии АВ5температура окружающей среды не должна превышать 50−70⁰С. Разрабатываются двигатели серий ДВ5 и КВ5, рассчитанные на температуру +60−70⁰С, БВ5 и ЛВ5 — на температуру +90⁰С. Для погружных электродвигателей линейное напряжение составляет 380−2300 В, сила номинального тока — 24,5−86 А при частоте 50 Гц. Частота вращения ротора 3000 мин-1.

Гидрозащита предназначена для защиты ПЭД от проникновения в его полость пластовой жидкости. Она состоит из протектора и компенсатора.

Протектор устанавливается между ЭЦН и ПЭД. Он имеет две камеры, разделенные эластичной резиновой диафрагмой и заполненные маслом. Протектор обеспечивает смазку упорного подшипника, который воспринимает осевую нагрузку от вала ЭЦН, и защищает ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости. Выравнивание давления в протекторе и в скважине обеспечивается обратным клапаном, расположенным в нижней части протектора. Пробка обратного клапана должна выворачиваться перед спуском погружного агрегата в скважину.

Компенсатор присоединяется к основанию ПЭД. Он состоит из маслонаполненной камеры, образуемой эластичной резиновой диафрагмой и защищенной от повреждений стальным корпусом. Полость за диафрагмой сообщена со скважиной отверстиями. Компенсатор защищает ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости.

Кабель. С поверхности до погружного агрегата подводят питающий, полиэтиленовый (изоляция в один или два слоя), бронированный (эластичная стальная оцинкованная лента) круглый кабель (типа КПБК), а в пределах погружного агрегата — плоский (типа КПБП). Переход от круглого кабеля к плоскому сращивается горячим способом в пресс-формах. Строительная длина кабеля составляет 800−1800 м. Кабеля берут из расчета на максимальную глубину подвески агрегата, а излишек оставляется на кабельном барабане. Потери напряжения в кабеле составляют 25−125 В на 1000 м.

Станция управления и комплектное устройство, автоматизация скважин. Станция управления обеспечивает включение и отключение установки, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийное отключение (перегрузки, короткое замыкание, колебания давления, отсутствие притока в насос и др.).

Станция управления типа ШГС-5804 предназначена для управления УЭЦН с электродвигателем мощностью до 100 кВт, а комплектное устройство типа КУПНА-79 — свыше 100 кВт. Они имеют ручное и автоматическое управление, управление с диспетчерского пункта, работают по программе.

Трансформаторы повышают напряжение подачи электроэнергии от напряжения промысловой сети (380 В) до напряжения питающего тока в ПЭД (350−6000 в) с учетом потерь напряжения в кабеле. Ранее трансформаторы выполнялись не маслозаполненными (сухими). В настоящее время используются силовые с масляным охлаждением трансформаторы типов ТМП и ТМПН и специальные комплектные трансформаторные подстанции типов КТП и КТППН. Они предназначены для установки на открытом воздухе. Трансформаторы подбирают по типу погружного электродвигателя.

Оборудование устья скважины. Оборудование устья обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу продукции и регулирование режима эксплуатации и возможность проведения различных технологических операций. Герметичность вывода кабеля и НКТ достигается с помощью разъемного конуса, вставляемого в крестовину, резинового уплотнения и фланца. Для отвода затрубного газа в линию нефтесбора монтируется обратный клапан.

3.4 Подбор УЭЦН к скважине № 2205 КУСТ 156Б Подобрать УЭЦН к скважине № 2205 куст 156Б Исходные данные Глубина скважины, Н = 2517 м;

Пластовое давление,. = 22,9 МПа;

Забойное давление,. = 16,2 МПа;

Устьевое давление, = 1,5 МПа;

Давление насыщения, = 0,96 МПа;

Коэффициент продуктивности, К = 18,2 ;

Обводненность продукции скважины, = 15%;

Плотность пластовой воды, = 1050 ;

Плотность нефти, = 860 ;

Плотность газа, = 0,8 ;

Диаметр эксплуатационной колонны, = 146 мм;

Газовый фактор, G = 44 ;

1. Определяем дебит скважины по уравнению притока:

скважина погружной центробежный насос

Q = К (-);(3.1)

Q = 18,2(22,9−16,2) = 121,94 ;

2. Выбираем оптимальное давление на приёме насоса:

= 3 МПа;

3. Глубину спуска насоса определяем из условия обеспечения оптимального необходимого давления на приёме насоса:

= Н, (3.2)

где — плотность смеси

;(3.3)

= 806,29 ;

= 2517 = 848,2 м.

4. Выбираем диаметр труб: = 60 мм; КПД труб = 0,98%.

5. Выбираем потребный напор, необходимый для подъёма жидкости на поверхность:

(3.4)

где — потери напора на трение при движении жидкости в НКТ.

= 20 м.

(3.5)

м,

м,

6. Определяем группу насоса: 5А; диаметр насоса — 103 мм;

7. Определяем необходимое исполнение насоса в зависимости от содержания механических и корродирующих примесей в продукции скважины: выбираем коррозионностойкое исполнение насоса т.к. содержание мех. примесей в жидкости составляет 82%.

8. Подбираем типоразмер погружного центробежного насоса:

УЭЦНМК5А — 160- 1450; КПД насоса — 61%;

9. Модуль — 1МНГ5А Двигатели ПЭДУ 63 — 117 В5;

Трансформатор ТМПН — 100/3;

Комплектное устройство ШГС 5805 — 49 АЗУ 1;

Кабельная линия К43.000 — 56 — 50

Комплектная трансформаторная подстанция КТППН — 100/10

Гидрозащита Г — 51;

Кабель круглый КПБК 3×16;

Кабель плоский КПБП 3×10;

10. Проверяем соответствие мощности двигателя условиям откачки:

(3.6)

кВт.

11. Определяем необходимую длину кабеля:

(3.7)

где м — расстояние от устья до станции управления.

м.

12. Проверяем возможность спуска агрегата в скважину. Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне диаметральный зазор между агрегатом и эксплуатационной колонной принимаем равным 10 мм;

Основной диаметр агрегата с учётом плоского кабеля:

(3.8)

где = 103 мм — диаметр электродвигателя;

= 52 мм — наружный диаметр насоса;

= 13,6 м — толщина плоского кабеля;

= 1мм — толщина металлического пояса;

мм Основной размер агрегата с учетом насосных труб круглого кабеля

(3.9)

где = 73 мм — диаметр муфты НКТ;

= 32 мм — диаметр круглого кабеля;

мм.

3.5 Подготовка УЭЦН к запуску После окончания спуска УЭЦН бригада ТКРС (освоения) замеряет сопротивление изоляции установки до и после герметизации сальникового ввода кабеля, величина которого должна быть не менее 5 МОм. При протаскивании кабеля через сальниковый ввод не допускаются перекруты кабельной линии, а также её изгибы радиусом менее 380 мм.

Если сопротивление изоляции после герметизации сальникового ввода фонтанной арматуры окажется менее 5 МОм, то, если позволяет кривизна скважины, необходимо извлечь одну трубу, в месте разделки под сальник дополнительно разделать броню, развести жилы, произвести их протирку и вновь проверить сопротивление изоляции. Если изоляция восстановилась, то после согласования с ЦДНГ вопроса об изменении глубины спуска производится герметизация устьевой арматуры. Свободный конец брони кабеля закрепляется под гайкой устьевой арматуры. Кабель прокладывается от устья до станции управления или клеммной коробки (при её наличии), при этом не допускаются перекруты кабельной линии, а также её изгибы радиусом менее 380 мм. Заполняется эксплуатационный паспорт УЭЦН и вызываются представители ЦБПО ЭПУ и ЦДНГ для контрольного замера сопротивления изоляции установки и запуска УЭЦН.

В случае невозможности своевременно произвести запуск УЭЦН в работу (требуется переобвязка арматуры, обустройство кустовой площадки и т. д.), электромонтёр ЦБПО ЭПУ в присутствии представителя ЦДНГ и бригады ТКРС (освоения) производит контрольный замер изоляции и делает запись в эксплуатационном паспорте. Бригадой ТКРС (освоения) производится опрессовка подвески НКТ насосным агрегатом давлением до 4,0 МПа (40 кгс/см²) и проверяется наличие циркуляции «затрубное пространство — УЭЦН — лифт. Если сопротивление изоляции выше 5 МОм, подвеска НКТ герметична (темп падения давления меньше 10% за одну минуту) и циркуляция имеется, бригада ТКРС (освоения) переезжает на другую скважину, эксплуатационный паспорт УЭЦН передаётся технологу ЦДНГ.

Ответственность за качество спуска УЭЦН в скважину с соблюдением требований возлагается на мастера бригады ТКРС (освоения), производившей спуск.

Запуск и вывод УЭЦН на установившийся режим работы производятся под контролем мастера по добыче нефти и газа (инженера-технолога) пусковой бригадой в составе: оператор по добыче нефти и газа с квалификацией не ниже 4 разряда; электромонтёр ЦБПО ЭПУ.

Вывод на режим следующих категорий скважин: вновь введённых или переведённых с другого способа эксплуатации или другой категории назначения; законченных капитальным ремонтом; часторемонтируемых; имеющих предыдущий неэффективный ремонт или аварию; имеющих осложнённые условия эксплуатации (мехпримеси, повышенное газосодержание, слабый приток и пр.), производится под личную ответственность инженера-технолога и мастера ЦДНГ. Сведения в эксплуатационном паспорте о выводе на режим подобных скважин подтверждаются подписями оператора, производившего запуск, и ответственного лица (инженера-технолога или мастера ЦДНГ).

Перед запуском установки пусковая бригада обязана: ознакомиться с данными о скважине и УЭЦН по записям в эксплуатационном паспорте.

Оператор проверяет оснащённость скважины и комплектует исправным обратным клапаном между затрубным пространством и выкидной линией с отметкой в эксплуатационном паспорте УЭЦН, патрубком для отбивки уровня жидкости в затрубном пространстве, исправными манометрами на буфере, выкидной линии и затрубном пространстве; проверяет исправность замерной установки и пробоотборника, состояние запорных устройств фонтанной арматуры, задвижек в АГЗУ, на манифольде и секущих задвижек.

Электромонтёр ЦБПО ЭПУ проверяет сопротивление изоляции системы «кабель — двигатель» (должно быть не менее 5 МОм), работоспособность станции управления, трансформатора, защиты от замыкания на землю, заземление, фазировку кабеля, производит тестирование блока управления в соответствии с техническим описанием и инструкцией по эксплуатации, производит разделку и подключение кабеля к станции управления, клеммной коробке, производит предварительную настройку защит:

для СУ ШГС 5805 — ЗСП — 2,5 мА, ЗП — по среднему арифметическому значению от рабочей и номинальной токовых нагрузок;

для СУ с микропроцессорными блоками управления (импортного и отечественного исполнения) — уставки защит от срыва подачи и перегруза отстраиваются от значения номинального тока или мощности ПЭД в зависимости от конструктивного исполнения и принципов работы установленного блока управления.

При величине сопротивления изоляции системы «кабель — двигатель» менее 5 МОм запуск запрещается.

Оператор по добыче нефти и газа с помощью прибора определяет перед запуском статический, а после запуска динамический уровни в скважине с записью в эксплуатационном паспорте УЭЦН.

Электромонтёр ЦБПО ЭПУ по команде оператора по добыче нефти и газа производит запуск УЭЦН в работу. Правильность вращения установки проверяется электромонтёром и оператором совместно по величине подачи насоса, буферного давления, рабочего тока.

3.6 Технология вывода скважины на режим за несколько включений Целью операции по выводу скважины с УЭЦН на режим является обеспечение работоспособности УЭЦН в начальный период ввода скважины в эксплуатацию после ремонта.

Основная задача состоит в недопущении перегрева ПЭД, удлинителя кабеля и обеспечении отключения УЭЦН при снижении динамического уровня до критического значения с учетом освоения скважины. С этой целью, в начальный период после запуска УЭЦН осуществляется регулярный контроль за величиной подачи из скважины и темпом снижения динамического уровня.

Оценка величины потока охлаждающего ПЭД, равного притоку из пласта, определяется в процессе вывода на режим как разность между общим замером по АГЗУ «Спутник» и темпом откачки (объемным расходом) жидкости из затрубного пространства, определяемым по таблице 3.6.1.

Таблица 3.6.1 — Определение темпа отбора жидкости из затрубного пространства, или притока из пласта по изменению динамического уровня

Величина динамического уровня в скважине определяется с помощью эхолота.

Достаточным для охлаждения ПЭД считается отбор жидкости из пласта, составляющий не менее 50% от номинальной производительности спущенного насоса.

Длительная (до 10 часов без остановки) работа УЭЦН возможна только при прокачке через насос объема жидкости, соответствующего 50% от номинальной производительности. Длительная работа УЭЦН без притока из пласта недопустима, время непрерывной работы при этом ограничивается:

—для двигателей мощностью до 32 КВт — 1 час, 45 КВт — 40 мин.,

—мощностью свыше 45 КВт — 30 мин.

Для охлаждения загруженного на 70% двигателя ПЭД мощностью до 45 КВт диаметром 117 мм достаточно притока из скважины не менее 15 м³/сут, для двигателей такой же мощности диаметром 103 мм — около 27−30 м/сут. Исходя из этих требований все низко производительные установки (ЭЦН-20 и ЭЦН-30) должны комплектоваться двигателями габарита 117 мм, а запускать такие скважины в работу необходимо только после замены жидкости глушения на нефть. Для длительной безостановочной работы УЭЦН расчеты ресурса обмоток ПЭД ведутся не только по предельным температурам, но и по количеству пусков (принимается не более150—170 случаев пусковых нагрузок на весь срок службы).

До начала запуска скважин переводимых на УЭЦН, вводимых из бездействия, после КРС, находящихся в часто ремонтируемом фонде или работающих периодически, технологом нефтепромысла составляется программа вывода этих скважин на режим.

Запуск и вывод на режим производится бригадой в составе: оператор по добыче нефти, оператор по исследованию, электромонтер цеха проката ЦБПО ЭПУ.

Перед запуском скважины с УЭЦН проверить исправность наземного оборудования:

— на устьевой арматуре — обратный клапан и задвижки, патрубок для эхолотирования со свободным доступом к нему, пробоотборный кран на выкидной линии и др.;

— работоспособность замерной установки «Спутник»

Проверить готовность наземного оборудования. Замерить статический уровень и запустить установку. Записать в ЭП время появления подачи. Если подача появилась позже расчетного времени (таблица 3.6.2) можно предположить обратное вращение электродвигателя, негерметичность НКТ, засорение ступеней насоса или другую неисправность.

Таблица 3.6.2 — Ориентировочное время появления подачи на устье скважины после запуска УЭЦН при незаполненных трубах

Замерить подачу из скважины с помощью АГЗУ «Спутник», сопоставить ее с номинальной производительностью спущенного насоса. В начальный период при полной скважине исправный насос способен развивать подачу, в полтора раза превышающую свой номинал. В этот период отбирается также проба жидкости на содержание мех. примесей, % воды.

Продолжить регулярный замер динамического уровня. Периодичность замеров зависит от типоразмера применяемого насоса. Для насосов с номинальной подачей 20−80 м³/сут. составляет 2 часа, для ЭЦН-125 и ЭЦН-200−30 минут, для ЭЦН-250 — 20минут, для ЭЦН-360 и выше — 15 минут. Замеры должны производиться до окончания вывода на режим, с записью в информационном листе и паспорте установки.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4. Охрана труда и окружающей среды

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

— автоматическое отключение скважин отсекателями при порыве выкидной линии;

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

— использование бессточных систем канализации стоков;

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

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

— внутреннее противокоррозионное покрытие трубопроводов, перекачивающих пластовую воду.

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

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

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

— объемы, виды и организация работ по рекультивации земель;

— предотвращение открытых нефтяных и газовых фонтанов;

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

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

Заключение

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

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

Список используемых источников

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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