5 Эксплуатация скважин, оборудованных электроцентробежными погружными насосными установками (уэцн)

Недостаточно высокая подача штанговых насосов, необходимость установки громоздкого оборудования, опасность обрыва штанг при больших глубинах скважин и другие причины ограничивают область применения штанговых насосов.

В связи с этим за последние годы при эксплуатации нефтяных скважин стали применять бесштанговые насосы, из которых широко распространены погружные центробежные электронасосы и винтовые насосы.

Установка погружного электронасоса для добычи нефти (УЭЦН) состоит из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой и насос), кабельной линии, колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования: трансформатора и станции управления или комплексного устройства.

Приведем расшифровку на одном из примеров - У2ЭЦНИ6-350-1100:

У - установка; 2 (1) – номер модификации; Э – с приводом от погружного электродвигателя; Ц – центробежный; Н – насос; И – повышенной износостойкости (К - повышенной коррозионной стойкости); 6 (5;5А) – группа установки; 350 – подача в оптимальном режиме по воде в м³/сут; 1100- напор в метрах водяного столба откачиваемой среды.

Установки группы 5 предназначены для эксплуатации скважин с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм, группы 5А- 130,0 мм, группы 6- 144,3 мм, а установки УЭЦН6-500-1100 и УЭЦН6-700-800 – с диаметром не менее 148,3 мм.

К наземному оборудованию скважин относятся устьевая арматура, барабан со стойками для кабеля, автоматическая станция управления и автотрансформатор. Автотрансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле 6, подводящем ток к погружному электродвигателю. Для защиты от пыли и снега автотрансформатор устанавливают в будке. Станция управления позволяет вручную или автоматически включать и отключать агрегат и контролировать его работу (отключать агрегат при прекращении подачи жидкости, при перегрузках и коротких замыканиях).

Станции управления погружными насосами на сегодня выполняют следующие функции:

‒ обеспечения необходимых защит ЭЦН;

‒ обеспечения технологического режима работы скважины;

‒ передачи информации в системы телеметрии;

‒ хранение истории работы СУ.

Устьевая арматура 8 предназначена для отвода продукции скважины в выкидную линию, герметизации затрубного пространства с учетом ввода в него кабеля и перепуска газа из этого пространства при чрезмерном увеличении его давления.

Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор 10 и станцию управления 11 поступает по кабелю 6 к электродвигателю в результате чего электродвигатель вращает вал насоса и приводит таким образом его в действие. Во время работы агрегата жидкость проходит через фильтр, установленный на приеме насоса, и нагнетается по насосным трубам на поверхность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась из колонны труб в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан. Кроме того, над насосом устанавливают спускной клапан, через который жидкость сливается из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины.

Подземное оборудование УЭЦН состоит из погружного агрегата, электрооборудования, НКТ.

Погружной агрегат:

‒ ЭЦН типа ПЭД;

‒ гидрозащиты, предназначена для защиты ПЭД от проникновения скважинной жидкости, которая состоит из:

а) протектора – устанавливается между ЭЦН и ПЭД – обеспечивает смазку упорного подшипника, и защищает от скважинной жидкости;

б) компенсатор – присоединяется к основанию ПЭД, защищает от скважинной жидкости.

‒ электродвигатель, спускается в скважину на колонне НКТ;

‒ кабель, крепящийся к НКТ хомутами выше насоса, установлен обратный шаровой клапан, облегчающий пуск установки после простоя, а над обратным клапаном – спускной для слива жидкости из НКТ при их подъеме. Погружной насос, электродвигатель и гидрозащиты соединяются между собой фланцами и шпильками.

Рисунок 11 ‒ Общая схема оборудования скважины УЭЦН

Основным конструктивными элементами ЭЦН являются: рабочее колесо, направляющий аппарат, вал, корпус, гидравлическая пята, уплотнения, подшипники. Эти детали – необходимые компоненты любого центробежного насоса, присущие и ЭЦН.

Наиболее частым видом отказа УЭЦН является запарафинивание приема и приемных ступеней насоса. Появление воды в продукции скважины уменьшает интенсивность отложений, но не снимает проблему в целом.

Современные методы предупреждения процесса отложений парафина в скважинах, оборудованных УЭЦН, включают в себя химические и тепловые методы, а также применение подъемных труб с защитными покрытиями.

Условия применения ЭЦНУ:

‒ среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);

‒ максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и к. п. д. - 1 мм²/с;

‒ водородный показатель попутной воды рН 6,0 - 8,5;

‒ максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01 % (0,1 г/л);

‒ микротвердость частиц - не более 5 баллов по Моосу;

‒ максимальное содержание попутной воды - 99%;

‒ максимальное содержание свободного газа у основания двигателя – 25%, для установок с насосными модулями-газосепараторами (по вариантам комплектации) - 55 %, при этом соотношение в откачиваемой жидкости нефти и воды регламентируется универсальной методикой подбора УЭЦН к нефтяным скважинам (УМП ЭЦН-79);

‒ максимальная концентрация сероводорода - для установок обычного исполнения - 0,001% (0,01 г/л); для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125% (1,25 г/л);

‒ температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата ‒ не более 90 °С.

На текущий момент эксплуатация скважин на Сергеевском месторождении ведется механизированным способом, при помощи установок штанговых насосов (УСШН), электроцентробежных насосов (УЭЦН) и диафрагменных насосов (УЭДН), с поддержанием пластового давления. Основные разрабатываемые объекты бобриковский горизонт (Сбоб), турнейский ярус (СТ) и терригенная толща девона (ТТД). Применяются насосы НВ1Б-27, НВ1Б-32, НВ1Б-38, НВ1Б-44, НН2Б-44, ННБ-44, НН2Б-57, ЭЦН5-18, ЭЦН5-20, ЭЦН5-30, ЭЦНМ5-30, ЭЦН5-45, ЭЦН5-50, ЭЦН5-60, ЭЦН5-80, ЭЦН5-125, ЭЦН5-200, ЭЦН5-400 и УЭДН5-4, УЭДН5-6,3. Дебиты скважин по жидкости изменяются в интервале от 0,1 до 196,0 м³/сут, дебиты по нефти от 0,05 до 25,0 т/сут. Средний коэффициент продуктивности 0,436 м³/(сут·МПа), средняя величина динамического уровня составляет 904 м. Среднее значение газового фактора 63 м³/т, давления насыщения 7,1 МПа. Плотность нефти 0,838 г/см³, вязкость 4,2-7,4 мПа∙с. Распределение скважин по объектам и способам эксплуатации приведено в таблице 3.

Таблица 3 – Распределение добывающих нефтяных скважин по объектам и способам эксплуатации

Объект эксплуатации	Количество скважин	Способ эксплуатации
Сбоб	18	УСШН
СТ	18	УСШН
ТТД	234	УСШН
	5	УЭДН
	42	УЭЦН

Устьевое оборудование

Устье действующих скважин оборудовано станками-качалками типа 7СК8, 7СК8Ш, СК8Ш, СКН10, СКД8, UP-9T и ПШНГ-8. Изменение режима работы скважин осуществляется изменением длины хода полированного штока и числа качаний для УСШН и штуцированием для УЭЦН.

Подземное оборудование

В скважины спущены одноступенчатые колонны НКТ (марки Д) диаметром 73 и 60 мм, со штанговыми, центробежными или диафрагменными насосными установками.