11 Техника и технология эксплуатации нефтяных скважин установками центробежных электронасосов (уэцн) (оборудование, режим эксплуатации скважины, исследование скважины, осложнения эксплуатации).

Установки электрических погружных центробежных насосов от­носятся к классу бесштанговых установок и играют в нефтедобыва­ющей промышленности России определяющую роль по объему до­бываемой нефти. Они предназначены для эксплуатации добываю­щих скважин различной глубины с различными свойствами добываемой продукции: безводная маловязкая и средней вязкости нефть; обводненная нефть; смесь нефти, воды и газа. Естественно, что и эффективность эксплуатации скважин УЭЦН может суще­ственно различаться, т.к. свойства откачиваемой продукции влия­ют на выходные параметры установки.

Кроме того, УЭЦН имеют неоспоримые преимущества перед штанговыми установками не только за счет переноса приводного электродвигателя на забой и ликвидации колонны штанг, что су­щественно повышает КПД системы, но и за счет значительного диапазона рабочих подач (от нескольких десятков до нескольких сотен м³/сут) и напоров (от нескольких сотен до нескольких тысяч метров) при сравнительно высокой наработке установки на отказ.

Принципиальная схема УЭЦН приведена на рисунке 5. Установка состоит из двух частей: наземной и погружной. Наземная часть вклю­чает автотрансформатор 1; станцию управления 2; иногда кабельный барабан 3 и оборудование устья скважины 4. Погружная часть включа­ет колонну НКТ 5, на которой погружной агрегат спускается в скважи­ну; бронированный трехжильный электрический кабель 6, по которо­му подается питающее напряжение погружному электродвигателю и который крепится к колонне НКТ специальными зажимами 7.

Погружной агрегат состоит из многоступенчатого центробежного насоса 8, оборудованного приемной сеткой 9 и обратным клапаном 10. Часто в комплект погружной установки входит сливной клапан 11, через который сливается жидкость из НКТ при подъеме установки. В нижней части насос сочленен с узлом гидрозащиты (протектором) 12, который, в свою очередь, сочленен с погружным электродвигате­лем 13. В нижней части электродвигатель 13 имеет компенсатор 14.

Все типы насосов имеют паспортную рабочую характери­стику в виде кривых зависимостей H(Q)(напор, подача), η (Q)(КПД, подача), N(Q)(потребляемая мощность, подача). Обычно эти зависимости даются в диапазоне рабочих значений расходов или в несколько большем интервале.

Всякий центробежный насос, в том числе и ПЦЭН, может работать при закрытой выкидной задвижке и без противодавления на выкиде. Поскольку полезная работа насоса пропорциональна произведению подачи на напор, то для этих двух крайних ре­жимов работы насоса полезная работа будет равна нулю, а следовательно, и КПД будет равен нулю. При определен­ном соотношении Qи H, обусловленном минимальными внут­ренними потерями насоса, КПД достигает максимального зна­чения, равного примерно 0,5-0,6. Обычно насосы с малой по­дачей и малым диаметром рабочих колес, а также с большим числом ступеней имеют пониженный КПД. Подача и напор, соответствующие максимальному КПД, называются опти­мальным режимом работы насоса. Зависимость η (Q)около своего максимума уменьшается плавно, поэтому вполне допу­стима работа ПЦЭН при режимах, отличающихся от оптималь­ного в ту и другую сторону на некоторую величину. Пределы этих отклонений зависят от конкретной характеристики ПЦЭН и должны соответствовать разумному снижению КПД на­соса (на 3-5 %). Это обусловливает целую область возможных режимов работы ПЦЭН, которая называется рекомендо­ванной областью.

Подбор насоса к скважинам по существу сводится к вы­бору такого типоразмера ПЦЭН, чтобы он, будучи спущен в скважину, работал в условиях оптимального или рекомендо­ванного режима при откачке заданного дебита скважины с дан­ной глубины.

1 – автотрансформатор; 2 – станция управления; 3 – кабельный бара­бан; 4 –оборудование устья скважины; 5 – колонна НКТ; 6 – брони­рованный электрический кабель; 7 – зажимы для кабеля; 8 – погруж­ной многоступенчатый центробежный насос; 9 – приемная сетка насоса; 10 – обратный клапан; 11 – сливной клапан; 12 – узел гидрозащиты (про­тектор); 13 – погружной электродвигатель; 14 – компенсатор.

Рисунок 5 – Принципиальная схема УЭЦН

Выпускаемые в настоящее время насосы рассчитаны на но­минальные расходы от 40 до 500 м³/сут и напоры от 450 м до 1500 м.

Наиболее серьёзные осложнения и отказы оборудования возникают в связи с отложениями парафина, солей на забое скважины, в подъёмных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т.д.

Отложения парафина и солей на рабочих органах установки, на стенках подъёмных труб, арматуры и трубопроводов уменьшают (а в некоторых случаях полностью перекрывают) проходное сечение, создавая дополнительное сопротивление движению продукции, как следствие этого, дебит жидкости уменьшается вплоть до полного прекращения подачи установки. К тому же значительное снижение производительности может привести к перегреву погружного электродвигателя и преждевременному выходу его из строя. В результате отложения парафина и солей в призабойной зоне скважин происходит снижение проницаемости призабойной зоны пласта, и как следствие, падение дебита скважины.

Наличие в откачиваемой продукции мех.примесей, кривизна ствола скважины обуславливают увеличение интенсивности износа рабочих органов и опор насоса, увеличение уровня вибраций погружного агрегата, снижение срока службы УЭЦН, а в ряде случаев наряду с коррозией могут послужить причиной аварий связанных с падением оборудования на забой скважины.

Повышенная вязкость продукции, образование стойких, высоковязких водонефтяных эмульсий снижает производительность и КПД центробежного насоса и наряду с ростом энергозатрат на подъем продукции из скважины может послужить причиной перегрева ПЭД и преждевременному выходу из строя УЭЦН.

12. Выбор УЭЦН для эксплуатации нефтяной скважины в заданном технологическом режиме.

Выбор насоса и определение глубины подвески его с помощью напорных характеристик

Задача сводится к выбору такого типоразмера ЭЦН, который будет работать в условиях оптимального режима (максималь­ного значения ƞ) и обеспечит откачку заданного дебита сква­жины с данной глубины. Глубина L подвески ЭЦН, аналогично как и СШН, определяется по формулам.

или

.

Погру­жение h насоса под динамический уровень принимается таким, чтобы на приеме насоса обеспечить давление, при котором рас­ходное газосодержание О,15—0,25. В большинстве это со­ответствует h=150—300 м. Применительно к условиям Туймазинского месторождения И. Т. Мищенко предложил расчетные формулы для определения рационального давления, на приеме ЭЦН.

Условная напорная характеристика скважины представляет собой зависимость между дебитом Q и напором Н_с, необходи­мым для подъема жидкости на поверхность:

где — расстояние от устья до динамического уровня; — потери напора на трение при движении жидкости в НКТ; — высота подъема жидкости в НКТ за счет энергии выделяюще­гося из нефти газа. Величину вычисляют по формуле Дарси — Вейсбаха, при этом. диаметром d НКТ можно за­даться:

Q, м³/сут……………………………… <150 150—300 >300

d, мм (условный)……………………. 60 73 89

Обычно = 20—40 м. Приняв =0, повышаем расчетный за­пас. Тогда, задаваясь рядом значений Q, строим напорную ха­рактеристику скважины H_C(Q).

Затем на H_C(Q) накладываем характеристику H(Q) такого насоса, который обеспечивает в области максимального значе­ния т) подачу, равную заданному дебиту, и H>H_С (рисунок9.14). ТочкаА характеризует совместную согласованную работу на­соса и скважины, однако не при оптимальном режиме работы насоса. В области оптимального режима согласовать работу можно изменением характеристики либо скважины (точкаВ'), либо насоса (точка В"), т. е. изменить напор на . В первом случае требуется увеличить устьевое давление р_г на величину за счет использования местного сопротивления (усть­евой штуцер), что, однако, приводит к увеличению нагрузки на подшипники насоса, ухудшению использования пластовой энер­гии, росту энергетических затрат и необходимости примененияустьевой арматуры, рассчитанной на повышенное давление. По­этому обычно уменьшают напор насоса (точкаВ") снятием лишних рабочих ступеней и заменой их направляющими вкла­дышами. При числе рабочих ступеней zнасос развивает на­пор H, а для создания напора H_с требуется ступеней z_c.Состав­ляя пропорцию, находим и число ступеней, которые требуется снять: .Выбранныйнасос и погружной агрегат в целом должен соответствовать га­баритам скважины.

Выбор насоса и определение глубины его подвески с использованием кривых распределения давления

Данная методика позволяет более полно учесть наличие газа в продукции. Расчет выполняется в такой последовательности.

1 Строятся (рис. 9.15) кривые распределения давления в об­садной колонне p(z) по принципу «снизу вверх» от забойного давления р₃ (линия 1) и расходного газосодержания р(z) от уровня р_н (линия 2).

2 При отводе свободного газа из затрубного пространства рассчитывается сепарация газа у приема насоса.

3 Строится кривая p(z) в НКТ по принципу «сверху вниз» от устьевого давления р₂ (линия 3). Диаметром d НКТ задаемся.

4 Проводим горизонталь минимальной глубины спуска на­соса L_min, что соответствует такому р(z), при котором наступает срыв подачи насоса из-за влияния газа, т. е. =0,15—0,25. Поле между кривыми 1 и 3 ниже L_min определяет область воз­можных условий работы ЭЦН и глубины его подвески L

5 Указанные кривые целе­сообразно дополнить кривой распределения температурыТ(z) от забойной температуры Т₃ до устьевой температуры Т₂(кривые 4 и 4'). Расчет можно выполнить либо с использова­нием естественной геотермы, либо с учетом движения жид­кости. На глубине подвески ЭЦН отмечается скачок темпе­ратуры , который обуслов­лен тепловой энергией, выде­ляемой электродвигателем и насосом (формула И. Т. Ми­щенко): , где рас­ход Q принят в м³/сут.

6 Тогда с учетом β(z) и допустимой рабочей температуры насоса окончательно выбираем глубину L, которой соответ­ствует .

7 Разность давлений между кривыми 1 и 3 при z=L опре­деляет перепад давления, который должен развивать насос Тогда требуемый напор насоса

8 Имея Н,Q_Cp, выбираем типоразмер ЭЦН (аналогично предыдущему) с учетом диаметра эксплуатационной колонны.

9 Вычисляем энергетические показатели (мощность и др.).

10 При необходимости задаемся другими значениями d, Lи на основе экономических показателей выбираем наиболее вы­годный вариант.

13.Виды осложнений при эксплуатации скважин. Ремонтные работы в скважинах.

Нормальная работа скважин в соответствии с установленным технологическим режимом нередко нарушается вследствие:

1 износа или отказа в работе применяемого подземного и наземного оборудования, эксплуатационной колонны и забоя;

2 отложений песка (механических примесей, продуктов коррозии), парафина, солей;

3 преждевременного обводнения про­дукции;

4 изменения условий работы (уменьшение или увели­чение забойного давления, прорывы газа и др.).

Это обычно сопровождается уменьшением или прекращением добычи нефти и простоями скважин. Длитель­ность простоев оценивается коэффициентом эксплуатации сква­жин, который равен отношению отработанного времени к ка­лендарному. При высокой организации производства он достигает 0,95—0,98, а по фонтанному способу добычи — 0,99—1.

Число проводимых ремонтов характеризуется межремонт­ным периодом, т. е. продолжительностью эксплуатации сква­жины (в сут) между предыдущим и следующим ремонтами.

Межремонтный период в основном определяется способом эксплуатации, на него также влияют глубина подъема жид­кости и дебит, совершенство и качество изготовления оборудо­вания, правильность установленного режима работы, проявле­ние осложняющих факторов, качество выполнения преды­дущего ремонта. Продолжительность ремонтов сокра­щается с увеличением сменности работы ремонтных бригад, с уменьшением времени различных простоев, вызванных не­удовлетворительной подготовкой и организацией работ, отсут­ствием необходимого оборудования и т. д. Выход из строя отдельных скважин носит случайный характер. Поэтому для определения числа ремонтных бригад и назначения первооче­редности ремонта конкретных скважин при условии полной за­нятости работников, минимума времени ожидания прибытия бригады на скважину и потерь в добыче применяют методы ма­тематической статистики, теории надежности и теории массо­вого обслуживания.

Подземный ремонт в зависимости от сложности подразде­ляют на текущий и капитальный.

Текущим (подземным) ремонтом скважины (ПРС) назы­вается направленный на поддержание ее работоспособности комплекс работ по исправлению или замене скважинного и устьевого оборудования, по изменению режима ее эксплуата­ции, по очистке подъемной колонны от парафиносмолистых отложений, солей и песчаных пробок, по ликвидации негерметичности НКТ. К ПРС относят также ремонт с помощью канат­ного метода и работы по консервации скважин.

Текущий ремонт скважин иногда подразделяют еще на пла­ново-предупредительный и технологический.

Капитальный ремонт скважин (KРC)—это комплекс более сложных и длительных работ: а) воздействие на призабойную зону пласта с целью увеличения и восстановления продуктив­ности и приемистости скважин и выравнивания про­филя приемистости; б) ремонтно-изоляционные работы; в) ре­монтно-исправительные работы; г) крепление слабосцементиро- ванных пород в призабойной зоне; д) ликвидация аварий; е) переход на другие горизонты, приобщение пластов, дополни­тельная перфорация; ж) зарезка второго ствола скважин; з) ремонт нагнетательных скважин; и) ремонт скважин, обору­дованных для одновременно-раздельной эксплуатации.

Скважино-ремонтом называют комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, выполняемых на скважине от приема в ремонт до ввода в эксплуатацию.

Подготовительные работы проводят для обеспечения беспе­ребойной работы бригады по ремонту скважин. В процессе подготовительных работ осуществляют ремонт подъездных пу­тей и планировку территории, доставку к скважине агрегатов, необходимых материалов и оборудования, подвод водотрубопроводов и линий электропередачи, подготовку устья скважины, монтаж оборудования для ремонта, глушение скважины и др.

Глушение скважин жидкостью проводят для предотвраще­ния открытого фонтанирования, выбросов нефти, газа при сня­тии устьевого оборудования и подъеме труб из скважины, т. е. для создания противодавления на пласт. Необходимо, чтобы жидкость глушения не снижала проницаемости призабойной зоны, не оказывала коррозионного и абразивного действия на ремонтное и эксплуатационное оборудования, не была токсич­ной, взрыво- и пожароопасной, дорогой и дефицитной. Плотность жидкости глушения должна соответствовать пластовому давлению в скважине. Для глушения скважин обычно приме­няют техническую воду, обработанную ПАВ, пластовую воду, водный раствор хлористого натрия или кальция, глинистый раствор. Для предотвращения поглощения жид­кости глушения в высокопроницаемых пластах применяются бу­ферные жидкости.

Глушение фонтанной скважины проводится закачкой жид­кости глушения методом прямой или обратной промывки экс­плуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выхо­дящего потоков. По истечении 1—2 ч при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушенной.

Основные работы включают подъем из скважины и спуск нового или отремонтированного оборудования и собственно за­планированные ремонтные работы.

По окончании подземного ремонта выполняются заключи­тельные работы, которые состоят в демонтаже ремонтного обо­рудования, сборке устьевого оборудования и пуске скважины в работу.