Напорная характеристика насоса

Рис 3.11

Таким образом, для обеспечения эффективной и экономичной работы

скважины № 75 пласта Д1 необходимо заменить работающий в скважине насос ЭЦН 5-80-2600, на рассчитанный насос ЭЦН5-40-2100.

Выводы

Область применения УЭЦН - это высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 10 ¸ 1300 м³/сут и высотой подъема 500¸2000м. Межремонтный период УЭЦН составляет до 320 суток и более.

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении типов УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки продукции нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ и механические примеси. Установки типа УЭЦНМ имеют обычное исполнение, а типа УЭЦНМК - коррозионностойкое. Одной из причин, снижающих продуктивность нефтяных скважин является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в призабойной зоне пласта и стволе скважин.

Основным методом борьбы с АСПО для скважин, в которых зона отложений АСПО начинается выше насоса, более дешевым и технологически эффективным является традиционно применяемые штанги со скребками в сочетании в канатной подвеске станка- качалки штанговращателя (на вертикальных скважинах – металлические скребки, а в наклонно-направленных – скребки-центраторы).

Для обеспечения эффективной и экономичной работы

скважины № 75 пласта Д1 необходимо заменить работающий в скважине насос ЭЦН 5-80-2600, на рассчитанный насос ЭЦН5-40-2100.

4. Охрана труда при проведении работ на скважинах.

Все работы по монтажу, демонтажу и эксплуатации устано­вок погружных центробежных и винтовых насосов необходимо выполнять в строгом соответствии с Правилами безопасности на нефтедобывающих промыслах, Правилами техники безо­пасности при эксплуатации электроустановок и требованиями инструкций.

Специальные требования по безопасному ведению работ предусматривают выполнение следующих правил.

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

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

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

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

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

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

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

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

9. Менять блок рубильник - предохранитель и ремонтиро­вать его непосредственно на станции управления только при отключенном напряжении сети 380 В от станции управления (отключение осуществляется персоналом с квалификацией не ниже группы III на трансформаторной 6/0,4 кВ).

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

Белозерско-Чубовское месторождение в административном отношении расположено на территории Красноярского района Самарской области, в 45 км к северо-востоку от г. Самара.

Пласт Д₁ является одним из основных разрабатываемых объектов на месторождении. Залегает в кровельной части пашийского горизонта, в среднем на глубине 2606,1 м. Пласт представлен терригенными породами: светло-серыми, кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками, алевролитами серыми и зеленовато-серыми глинами. Общая толщина пласта достигает 45,6

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,90 %), смолистая (9,97 %), парафиновая (3,70 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 43 %.

На 01.01.2013 на пласте Д1+Дк используется механизированный способ добычи. Из механизированных способов преобладает добыча при помощи УЭЦН – 16 скважин, из них в бездействии 4 скважин. На долю ШГН приходится 8 скважин, в бездействии 8.

Для подъема жидкости применяются насосы производительностью от 25 м³/сут до 200 м³/сут и напором до 2000 м отечественного производства. 3-и (25%) скважины оборудованы насосами производительностью 25 м3/сут, 2-е (16.7%) скважины оборудованы насосами производительностью 45 м3/сут, 4-е (33.73%) скважины оборудованы насосами производительностью 50 м3/сут, по одной скважине оборудованы скважины с производительностью 60, 80 и 200 что составляет по 8.3% от рабочего фонда на каждый.

Большинство скважин имеют средний дебит жидкости в пределах 20-80 м³/ сут. Средний дебит по жидкости составляет 94 м³/ сут.

В последние годы участились случаи отказов, обусловленных целым рядом причин. За период с 01.01.2010 до 01.01.2013 года количество отказов на месторождении по фонду пласта Д1+Дк составило 86 случаев. Что является очень высоким показателем. В связи с этими изменениями возникает необходимость провести анализ причин аварийных отказов установок погружных центробежных насосов, с целью установления характера возникающих отказов, и выработать мероприятия по их устранению.

Область применения УЭЦН - это высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 10 ¸ 1300 м³/сут и высотой подъема 500¸2000м. Межремонтный период УЭЦН составляет до 320 суток и более.

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении типов УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки продукции нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ и механические примеси. Установки типа УЭЦНМ имеют обычное исполнение, а типа УЭЦНМК - коррозионностойкое. Одной из причин, снижающих продуктивность нефтяных скважин является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в призабойной зоне пласта и стволе скважин.

Основным методом борьбы с АСПО для скважин, в которых зона отложений АСПО начинается выше насоса, более дешевым и технологически эффективным является традиционно применяемые штанги со скребками в сочетании в канатной подвеске станка- качалки штанговращателя (на вертикальных скважинах – металлические скребки, а в наклонно-направленных – скребки-центраторы).

Для обеспечения эффективной и экономичной работы

скважины № 75 пласта Д1 необходимо заменить работающий в скважине насос ЭЦН 5-80-2600, на рассчитанный насос ЭЦН5-40-2100.