УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН Самара - 2005 Особенности эксплуатации УЭЦН СОДЕРЖАНИЕ Продуктивность скважины Что определяет дебит скважины Как скважина дает нефть Как нефть движется в пласте Чем определяется характеристика вертикального лифта В чем особенности течения жидкости в сборном коллекторе Что такое узловой анализ NODAL Что такое оптимизация и интенсификация Что такое повреждение пласта Как мы способствуем повреждению пласта Что происходит со вскрытым пластом при бурении Какие повреждения возникают при креплении, заканчивании скважин Что происходит при перфорации Какие проблемы возникают при ремонте скважин Какие ущербы возникают при эксплуатации Какие способы существуют для увеличения проницаемости ПЗП Кислотные обработки Гидравлический разрыв пласта Волновая обработка Тепловое воздействие Углубленная перфорация Комплексные обработки Основные принципы подбора скважинного оборудования Исходные данные Производительность скважины Расчеты потенциального дебита работающей скважины Производительность насоса Полный динамический напор Алгоритм подбора УЭЦН к скважине Тип насоса Оптимальный выбор компонентов Сепаратор Электродвигатель Кабель Трансформаторы Выбор вариатора частоты Пропускная способность НКТ Состав УЭЦН Введение Установка погружного центробежного насоса Погружной центробежный насос Приемный модуль и газосепаратор Система энергообеспечения УЭЦН Погружной электродвигатель Электродвигатель Гидрозащита Обратный и сливной клапаны Напорный трубопровод Подготовительные работы. Подготовка скважины к спуску УЭЦН, спуск УЭЦН Подготовка площадки для наземного оборудования Подготовка установки к спуску Подготовка скважины Подготовительные работы перед ремонтом Глушение скважины Подготовка ствола Обработка призабойной зоны Подготовка НКТ Подготовка оборудования Монтаж УЭЦН Спуск УЭЦН в скважину Приложения Скрепер Гидрожелонка Размеры НКТ и муфт к ним Вызов подачи и вывод скважины на режим Подготовительные работы Вывод на режим Определение притока по кривой восстановления уровня Особенности вывода на режим с использованием частотного преобразователя Приложение .Памятка по выводу на режим с частотным преобразователем. Эксплуатация скважин оборудованных УЭЦН Остановки в процессе эксплуатации Защиты. Виды защит ЗСП. Защита от срыва подачи ЗП. Защита от перегруза Защита от перепадов напряжения в сети Защита от перекоса фаз по току Защита от низкого сопротивления ТМПН -кабель –ПЭД Защита от турбинного вращения 2 Особенности эксплуатации УЭЦН За счет улучшения своих знаний о продуктивности скважины, конструкции и возможностей установок электроцентробежных насосов, их эксплуатации в осложненных условиях этот курс поможет понять последствия Ваших действий при работе на промысле. Курс включает в себя материалы по продуктивности пласта, методах интенсификации притока, конструктивных особенностях УЭЦН, проблемам подбора установки к скважине, подготовке ствола скважины к спуску УЭЦН, выводу на режим и эксплуатации, также возможные осложнения в работе погружных насосных установок, рассмотрены причины отказов. Курс включает в себя практические задания для закрепления навыков при работе с УЭЦН. Курс проводится в рамках программы корпоративного обучения специалистов среднего звена. Курс предназначен для специалистов, занимающихся проектированием и эксплуатацией установок погружных центробежных насосов. Курс разработан Кагармановым И. Всего доброго! 3 Особенности эксплуатации УЭЦН ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИНЫ Продуктивность скважины - это то возможное количество жидкости, которое мы можем добыть из скважины и доставить к потребителю. Продуктивность определяется дебитом скважины. Все, что мы делаем на скважине, влияет на ее продуктивность. Любые наши действия (или бездействие) ведут к изменению дебита. При огромной трудоемкости и материалоемкости скважина является очень хрупкой. Скважинам очень легко нанести ущерб, и потребуются большие затраты для его исправления или ликвидации. Скважины, на которых принято неверное решение, произведены неправильные действия, или просто не выполнены какие-либо операции, ведут к потере дебита, и, следовательно, к потере прибыли. Какие меры нужно предпринять, чтобы заставить скважину работать с наибольшей отдачей? Что нужно сделать, чтобы не причинить ей ущерб? Важным путём решения проблем является четкая работа специалиста по добыче, который должен владеть процессом механизированной добычи, знать причины повреждения скважин и практические методы, которые наилучшим образом ведут к правильному выбору, подготовке, запуску оборудования, увеличению его сроков эксплуатации, снижению повреждений скважин и, тем самым, обеспечивает максимальную продуктивность. Что определяет дебит скважины? На рис. 1. представлены факторы, влияющие на продуктивность. Важнейшую роль играет персонал, его знания и умения. Несомненно, на дебит скважины влияют природные условия, на которые мы с Вами влиять не можем, но можем реагировать. На продуктивность Факторы, влияющие на продуктивность скважин при механизированном способе эксплуатации Люди ЭПУ- сервис КРС, ПРС • Квалификация Обучение Опыт Повышение квалификации Обмен опытом Новые технологии • Моральнопсихологический климат Взаимоотношения в коллективе Взаимоотношения со смежниками • Материальная заинтересованность НГДУ Зарплата Система стимулирования Среда • Внешняя среда Время года Климат Погода Транспортная схема • Скважина Технические характеристики скважины Диаметр экс. Колонны Кривизна Технические проблемы (гофра, забой и т.д.) Характеристики добываемой жидкости Газ.фактор Температура Мех.примеси Состав (вода, соли, смолы, парафины) Характеристики пласта Глубина залегания Пластовое давление Забойное давление Состояние призабойной зоны Оборудование Подбор оборудования Наземное оборудование СУ, трансформатор, энергообеспечение, настройка защит, Подземное оборудование Насос- соответствие работы пласт- насос Исходная информация, расчет, наличие необходимого оборудования ПЭД Гидрозащита Кабель НКТ Подготовка оборудования Входной контроль нового оборудования, качество поставляемого ЗИП, сборка или ремонт, выходной контроль (испытание на стенде), транспортировка, разгрузка. Подготовка ствола скважины монтаж УЭЦН спуск Вывод скважины на режим Эксплуатация Проверка исправности оборудования, замеры добычи, профилактика скважины влияет также, оборудование и как оно используется, соответствует ли оно возможностям пласта в полной мере. Влияние одних факторов очевидно, действие других может сказаться через несколько лет, а то и десятилетий. Все факторы связаны между собой и их степень влияния на добычу определяется их отношением друг к другу. Например, хотя мы говорим о том, что на геологические факторы мы влиять не можем, но углубление знаний о Земле, разработка и внедрение новой техники и технологии позволяет, в известной мере, влиять на весь процесс добычи нефти. Влияет на продуктивность и отношение к скважине сервисных предприятий, они имеют несколько другие цели бизнеса, чем добывающие организации. При этом современные требования к построению сервисного бизнеса изменяются. На смену традиционным подходам к оказанию скважинных услуг приходят методы, в рамках которых вопрос ставится по-новому: кто должен отбирать скважины и соответствующие технологии для проведения работ по интенсификации добычи? Ответ: этим должны заниматься не поставщик услуг или добывающая компания в отдельности, а оба вместе. Ресурсы месторождений весьма разнообразны и по объемам, и по форме; тем не менее, существуют две их категории, где применение методов повышения продуктивности наиболее плодотворно. Первая из них это скважины - кандидаты на интенсификацию добычи, находящиеся на заключительном этапе своей эксплуатации; возможно, они уже близки к истощению, однако стоят того, чтобы обратить на них внимание. Вторая категория - это продуктивные скважины, обладающие существенным потенциалом повышения продуктивности при грамотном применении соответствующих технологий. Специалисты 4 Особенности эксплуатации УЭЦН производственных объектов должны рассматривать целый ряд вопросов при выборе методов повышения продуктивности на конкретных скважинах: o Какие методы были успешно применены ранее? o Имеется ли новая технология, которую можно было бы попробовать? o Какова вероятность снижения достигнутого уровня добычи по сравнению с вероятностью достижения нового уровня добычи? o Оправдан ли соответствующий риск? o Имеем ли мы дело всего лишь с разовой попыткой в данном регионе или могут существовать и другие возможности? Как скважина дает нефть? Свой путь поток пластовой жидкости начинает из зоны дренирования, под действием перепада давления между пластовым и забойным давлением, устремляется по пласту к скважине. Дальнейшее движение флюида связано с его подъемом на поверхность и движением по сборным трубопроводам до ДНС, где происходит сепарация и «дожим» жидкости дальше для подготовки. Таким образом, процесс добычи осуществляется на трех участках: ПЛАСТЕ, ЛИФТЕ, СБОРНОМ ТРУБОПРОВОДЕ. Течение флюида в системе пласт - скважина – сборные коллекторы Устьевое давление Линейное давление Сепаратор При работе скважины поток жидкости вызывает потерю давления в системе. Три типа потерь давления связаны с продуктивностью скважины: • в пласте; • в НКТ; • на устье и инженерных сооружениях В пласте движение жидкости определяется Зона дренирования депрессией между гидродинамическим забойным давлением и пластовым давлением. Забойное давление Второй перепад давления создается при прохождении пластовой жидкости через НКТ. Призабойная зона Пластовое давление Определенное давление требуется для прохождения через штуцер и инженерные сооружения на поверхности и транспортировки флюида через коллектора до сепаратора. Перепад давления здесь будет изменяться с течением времени работы коллектора. К а га р м а н о в И л ьд а р Четыре вида давления влияет на работу скважины: - пластовое давление; - забойное давление; - устьевое (буферное) давление; - линейное давление. R Р Перепад давления в системе будет изменяться с течением времени работы коллектора. Все точки, от зоны дренирования Р пласта до сепаратора называются узлами, а проведение анализа влияния изменения давления на производительность системы называется узловым анализом NODAL. Давайте рассмотрим эти – Изменение пластового давления узлы. др пл заб при фильтрации жидкости по пласту от зоны дренирования к забою скважины 200 Как движется нефть в пласте? Профиль давления при снижении забойного давления t=0 Давление, атм 180 160 t = 0.01 ч t=1 ч t = 100 ч t = 10000 ч 140 120 100 0.1 1 10 100 Расстояние от центра ствола скважины, м 1000 Движение нефти в пласте, вызванное депрессией, начинается с радиуса дренирования скважины, и осуществляется радиально от зоны дренирования к стволу скважины по простиранию и параллельными потоками по профилю пласта. По мере движения пластовой жидкости к стволу скважины ее поток увеличивается и растет давление гидродинамического сопротивления. Наибольшего значения оно достигает в ПЗП. График изменения давления в окрестности скважины представлен на рис. 3 и называется депрессионной воронкой. Решающую роль в определении величины дебита скважины по жидкости играет забойное давление - чем ниже забойное давление, тем больше дебит скважины. 5 Особенности эксплуатации УЭЦН Большой перепад давления в ПЗП приводит к различным явлениям: выпадению солей, выносу в скважину твердых частиц пород пласта, образованию отложений смол, асфальтенов, возникновению турбулентного движения жидкости и т.д. Все эти явления ухудшают условия фильтрации жидкости из пласта и называются скин – эффектом. Т.е. любые преграды, мешающие течению флюида, в пласте называются СКИНом. Проблемы, связанные с нарушением течения в подъемнике, устьевом оборудовании, сборном коллекторе называются псевдо-скинами. СКИН породы-коллектора в природных условиях равен 0. При нанесении ущербов естественным коллекторским свойствам пласта при вскрытии пласта, эксплуатации или ремонте скважин – величина СКИНа становится больше 0. В результате проведения обработок ПЗП, приводящих к улучшению коллекторских характеристик (ГРП, кислотные обработки и др.) СКИН может принимать отрицательные значения. Движение жидкости в фильтрационной среде (пласте-коллекторе) достаточно хорошо изучено и происходит по закону Дарси и характеризуется формулой: Qж = kпр (Рпл – Рзаб), т.е. дебит скважины прямо пропорционален депрессии. При плоско-радиальном течении флюида в пласте закон Дарси будет иметь следующий вид: kh ( Pпл − Pзаб ) , rдр 18 , 4 µ н β н (ln − 0 , 75 + S ) rскв μн - вязкость пластового флюида,сПз; rскв. – радиус скважины,м; k – проницаемость, мДарси; S – скин; βн – пластовый объемный фактор; rдр – радиус зоны дренирования скважины, м; h – толщина пласта, м. Qн = где Графически данная зависимость выглядит так: Р Р Рпл Рпл Коэффициент продуктивности Рзаб Рнас. Q Qскв. При однофазном течении флюида Qмакс. Q При многофазном течении флюида Индекс или коэффициент продуктивности – kпр представляет собой отношение дебита скважины к перепаду давлений на забое. kпр = qн / (Рпл. – Рзаб). Угол наклона индикаторной кривой опредляется коэффициентом продуктивности. При течении по пласту газа его поток описывается формулой Вогеля. Формула Вогеля для пласта, не имеющего нарушений и с добычей при давлении ниже давления насыщения основывается на теории работы залежи в режиме растворенного газа: Р Q нас Р = 1 − 0.2 заб − 0,8 заб Q max Р пл Р пл 2 При условиях, что забойное давление ниже давления насыщения поток флюида представляет собой мультифазный и описывается комбинированной формулой Дарси - Вогеля для нефтяных скважин Максимальный дебит для нефтяных скважин (Qmax) при забойном давлении ниже давления насыщения нефти газом определяется по комбинированной формуле Дарси - Вогеля: 6 Особенности эксплуатации УЭЦН Q max = Q нас J × Р нас + 0,8 где: pнас - давление насыщения нефти газом; Qнас – дебит при котором забойное давление равно давлению насыщения. Из графиков и формул видно, что течение жидкости в пласте происходит по линейной зависимости при давлениях выше давления насыщения. При давлениях ниже давления насыщения течение жидкости происходит по квадратичной зависимости. Чем определяется характеристика вертикального лифта? Вертикальный лифт характеризуется изменением давления – рейтингом течения жидкости из пласта до поверхности. − 144 × dP = g dL g × ρ × sin θ c + fρ V 2 VdV , +ρ 2 gcd g c α (dL) где: dP/dL - падение давления по единице длины трубы; ρ – плотность жидкости; θ - угол наклона трубы; v - скорость движения жидкости; f -коэффициент трения; d – внутренний диаметр трубы; α - поправочный коэффициент для компенсации колебаний скорости по сечению трубы (он изменяется от 0,5 при ламинарном режиме до 1,0 при полностью турбулентном течении). Градиент давления в данной формуле является суммой трех составляющих: - гидростатического градиента; - градиента трения; - градиента ускорения. В чем особенности течения жидкости в нефтесборном коллекторе? Во время прохождения флюида по сборным коллекторам к сепаратору гидростатический градиент имеет достаточно малое значение. Однако следует помнить, что если при прохождении жидкости в лифте и сборном трубопроводе, степень градиента гидростатического давления составляет менее 90%, то необходимо провести работы по смене труб лифта или трубопровода на больший диаметр. Что такое узловой анализ NODAL? Р пл Р нас S = -4 S=2 Q 2 q 2 Q 1 q -4 Q Qmmaaxx QQ Итак, мы рассмотрели поэтапно прохождение флюида от границы зоны дренирования по пласту, , через лифт и сборный коллектор до сепаратора. При наложении графиков движения флюида в пласте и по лифту и нефтесборному коллектору можно определить потенциальный дебит скважины, а также проектировать необходимые мероприятия по стимуляции пласта, одбору скважинного оборудования и т.п. Такой анализ называется узловым анализом NODAL. Изменение дебита скважины при изменении СКИН (2; -4) и уменьшении пропускной способности лифта. Рассмотрим график. Зеленым цветом изображен график движения флюида в пласте (индикаторная кривая). Точка пересечения с графиком, описывающим течение флюида в трубопроводе (синий график) определяет потенциальный дебит скважины Q1 . При увеличении скин до 2 дебит скважины падает q2 , при проведении ГРП, скин уменьшается до –4, соответственно дебит увеличивается q-4 . При увеличении давления в трубопроводе мы наблюдаем понижение дебита до значения Q2. , 7 Особенности эксплуатации УЭЦН Таким образом, мы можем прогнозировать потенциальный дебит скважины и проектировать мероприятия по увеличению дебита скважины за счет интенсификации работы пласта и расчета скважинного оборудования и сборных коллекторов. Что такое интенсификация и оптимизация? Давайте проанализируем параметры формулы Дарси. Такие параметры как коэффициент проницаемости и мощность пласта величины, отражающие природные факторы и в связи с этим не изменяются с течением времени. Величина пластового давления при нашем уровне разработки поддерживается постоянной за счет работы системы ППД, она также с течением времени величина изменяющаяся достаточно мало. Теперь рассмотрим величины в знаменателе - вязкость флюида и объемный коэффициент величины тоже постоянные, радиус скважины и радиус дренирования также не подвергаются Специальные компьютерные изменениям. программы (например, Well Таким образом, только два параметра – забойное давление и performance) позволяют произвести скин влияют напрямую на производительность скважины. Работы, расчеты потенциальной добычи из сделать прогноз проводимые в призабойной зоне пласта для уменьшения скин, скважины, производительности при проведении называются интенсификацией добычи нефти. Мероприятия, геолого-технических мероприятий ГТМ связанные с уменьшением забойного давления, Оптимизация направлены на оптимизацию работы скважинного оборудования. В первой главе мы рассмотрим с Вами решение задач по интенсификации добычи, во kh ( Pпл − Pзаб ) второй главе определим, как оптимизировать Q н = r работу погружного насосного оборудования. 18 , 4 µ β (ln др − 0 , 75 + S ) н Что такое повреждение пласта? н rскв Интенсификация Повреждение пласта – это такое условие, при котором создаются "барьеры" для притока к стволу скважины, что ведет к более низкому, чем предполагалось, дебиту или снижению эффективности закачки. Повреждение вблизи ствола скважины ведет к снижению добычи. Близлежащая к стволу скважины зона является единственным местом, на которое мы оказываем воздействие. Скин-фактор является мерой повреждений пласта. Это безразмерная величина. Мы уже упоминали, что при естественных природных коллекторских свойствах пласта СКИН имеет нулевое значение. Увеличение скин-фактора означает снижение продуктивности скважины. Улучшение естественных свойств пласта (увеличение пористости, проницаемости) Как мы способствуем повреждению пласта? Skin = 0 Skin = 1 oil Повреждение призабойной зоны пласта может наступать при различных технологических операциях на скважине: o Первичное вскрытие продуктивного пласта при бурении скважины; o Во время крепления ствола скважины; o Во время заканчивания ( освоения) скважины; o Во время проведения ремонтных работ; o В течение эксплуатации скважины. Skin = 2 oil oil oil oil oil oil oil oil oil oil oil oil oil Что происходит с вскрытым пластом при бурении? Как только буровое долото доходит до породы коллектора, мы начинаем влиять на продуктивность скважины. Буровые растворы должны контролировать пластовое давление, выносить шлам, создавать глинистую корку, и, в идеале, наносить минимальный ущерб коллектору. 8 Особенности эксплуатации УЭЦН При бурении скважины гидростатическое давление раствора больше порового давления для обеспечения контроля над скважиной (предотвращения газонефтеводопроявлений). Следовательно, у раствора имеется движущая сила для проникновения в пласт (репрессия). Многие коллекторы являются чувствительными для повреждения от проникновения фильтрата раствора. При первичном вскрытии продуктивного пласта под действием репрессии происходит резкое поглощение фильтрата раствора и кольматация коллектора до образования фильтрационной корки. После того, как Основные функции бурового раствора Противодавление на пласт; сформировалась фильтрационная корка, она Вынос выбуренной породы на поверхность; фильтрует раствор таким образом, что в пласт Поддержание стабильности ствола; попадает только фильтрат. Фильтрационный раствор Формирование корки на стенках скважины; Охлаждение долота… вызывает повреждения путем физического закупоривания пор, возникающих при набухании глинистых частиц. Буровые растворы имеют значительное содержание твердых частиц, которые охватывают широкий спектр с точки зрения их размеров. Сам раствор обычно не может проникнуть в пласт, т.к. его многие твердые частицы больше чем размер пор в матрице породы. Выпадение солей в осадок при Следовательно, на поверхности породы взаимодействии фильтрата раствора и пластовой воды откладывается фильтрационная корка. Закупоривание твердыми частицами может Кольматация каналов глинистыми значительно снизить проницаемость, но из-за частицами бурового раствора быстрого улавливания твердых частиц и построения Набухание глинистых частиц пласта в внешнего фильтрационного пирога происходит фильтрате бурового раствора незначительное проникновение в пласт. Глины в песчаных пластах могут разбухать, после воздействия на них инородных жидкостей. При разбухании они закупоривают отверстия пор. Фильтрат раствора может вызывать дисперсию глины и ее перемещение по пласту. Такие глины могут закупоривать отверстия пор. При смешивании несовместимого фильтрата раствора с пластовой водой, могут иметь место процессы солеотложений. Они так же могут кольматировать поры. Химический состав бурового раствора, большое давление на выходе бурового раствора и время проходки через продуктивную зону, все это вызывает повреждение пласта. Твердые частицы могут проникать в коллектор и мигрировать в самом коллекторе, что может приводить к закупориванию пор. Фильтраты жидкости могут вызывать обратные реакции в коллекторе, что приводит к отложению солей. Все эти факторы вызывают область повреждения вокруг ствола скважины и таким образом отрицательно влияют на продуктивность скважин. Таким образом, уделяя должное внимание контролю над потерями раствора и химическому составу буровых растворов можно значительно повысить продуктивность скважин. Какие повреждения возникают при креплении, заканчивании скважин и ремонте? Каждый раз, когда мы закачиваем инородную жидкость в коллектор, имеется значительный риск нанесения ущерба пласту. Раствор и глинистая корка После бурения скважины обычно спускается колонна и Цемент Ствол проводится цементаж. Если в предыдущей главе мы Колонна скважины рассматривали фильтрационные свойства бурового раствора, и, говорили, что они должны быть минимальными, то мы должны понимать, что фильтрационные свойства цементного раствора кратно больше. Это, во-первых, во- вторых, плотность цементного раствора значительно больше, чем плотность бурового раствора, следовательно, Неотцентрирована Отцентрирована значительно больше репрессия на пласт, и, соответственно, глубина проникновения фильтрата в пласт. Пласту наносится значительный ущерб. Последствия неправильного центрирования Неотцентрированная колонна После спуска колонна цементируется, затем производится перфорация необходимых интервалов. 9 Особенности эксплуатации УЭЦН Колонна в стволе скважины должна быть отцентрована для того, чтобы снизить риск перетоков жидкости через цемент. В противном случае жидкость или газ может проникнуть в ствол скважины и повлиять на ее продуктивность. Плохой цементаж Очень важным является изоляция продуктивных Ущербы, наносимые пласту при пластов без причинения им ущерба. Необходимо цементировании хорошее цементирование пласта, обеспечение хорошего сцепления цемента с колонной, наименьшие потери жидкости в пласт и Особенности цементного раствора Значительно большее противодавление на совместимость фильтрата с пластовой жидкостью. пласт; Плохой цементаж наносит ущерб продуктивности Повышенная фильтруемость цементного раствора; скважины. Фильтрат цементного раствора насыщен Большинство видов наносимого ущерба происходят ++ ионами Са ; из-за взаимодействия жидкости с породой и содержанием коллектора. Сюда включаются жидкости для глушения, незастывшие цементные растворы. Твердые частицы, содержащиеся в Выпадение солей кальция в осадок при жидкости могут так же проникать в пласт и вызывать взаимодействии фильтрата цементного раствора и пластовой воды физическое закупоривание. После ОЗЦ больше не существует контакта между Кольматация каналов частицами жидкостью в скважине и пластом. Нет риска цементного раствора нанесения ущерба пласту. Набухание глинистых частиц пласта в После спуска, цементирования колонны и фильтрате цементного раствора затвердевания цемента начинается этап заканчивания скважины. В начале этого этапа буровой раствор вымывается из скважины и замещается раствором для глушения. После этого на скважине проводятся перфорационные работы. В результате перфорации скважины мы вновь получаем контакт между жидкостью в стволе скважины и пластом. Вновь у нас появляется риск нанесения ущерба пласту. Существуют различные виды работ, которые проводятся на скважине: КРС, ловильные работы, подготовка к ГРП, смена насоса и пр. Все ремонты скважин направлены на улучшение продуктивности. Но при каждом виде ремонта имеется риск нанесения ущерба скважине, что будет усугублять проблему продуктивности. Жидкость заканчивания – это жидкость в стволе скважины на заключительном этапе строительства скважины. Основные функции жидкости заканчивания следующие: • Обеспечения контроля над скважиной; • Эффективность вымывания твердых частиц. Для того чтобы достигнуть наибольшей возможной продуктивности скважины необходимо свести к минимуму ущерб, наносимый пласту, при строительстве скважины. Учитывая свои функции, жидкости заканчивания, так же как и буровые растворы, могут быть большим источником ущерба пласту из-за характерных особенностей проникновения в пласт. Поэтому главной целью жидкости для заканчивания является нанесение минимального ущерба пласту. Повреждения пласта, связанные с жидкостью для заканчивания, имеют место из-за взаимодействия следующих компонентов этой жидкости с породой коллектора и пластовой жидкостью: • Жидкости и фильтраты; • Твердые частицы Перетоки воды вследствие плохого цементирования Цемент Обсадная колонна Нефть Вода Так как все скважины очень чувствительны к повреждению пласта, эффективное истощение коллектора может быть поставлено под угрозу срыва, если скважине нанесен ущерб. Жидкости для заканчивания и фильтраты могут наносить пласту значительный ущерб, если они неправильно приготовлены. Они должны быть совместимыми по химическим свойствам с пластовой жидкостью во избежание нанесения ущерба. Жидкости для заканчивания и фильтраты могут вступать в реакцию с породой коллектора и таким образом ухудшать коллекторные свойства пласта. Твердые частицы, находящиеся в жидкости, могут взаимодействовать с пластом, забивая поровую систему или перфорационные дыры. 10 Что происходит при перфорации? Особенности эксплуатации УЭЦН Перфорационный тоннель – это соединение между стволом скважины пластом. Поэтому очень важно, чтобы жидкость заканчивания была отфильтрована, Ущербы, наносимые пласту при не содержала трубной смазки, ржавчины и прочих перфорации компонентов, которые могут попадать в перфорационные дыры и засорять их. Особенности процесса перфорации Продуктивность скважины во многом зависит от того, Перфорация осуществляется на репрессии; насколько глубоко перфорационная тоннель Продукты разрушения колонны, цем. камня, проникает через поврежденную зону и насколько породы устремляются в тоннель; Возникает система трещин… эффективно частицы от выстрела удалены из этой тоннели. Перфорация может проникать через поврежденную Глубина перфорационного тоннеля зону и достигать незагрязненной зоны пласта. Это меньше загрязненной зоны Загрязненная приводит к хорошей продуктивности при наличии зона достаточного числа дыр, правильной плотности и Продукты разрушения породы, нагар, окалина перекрывают поровое ориентации. пространство Во время выстрела вокруг перфорационного тоннеля Выпадение солей при взаимодействии создается зона разрушения. Зона разрушения имеет жидкости заканчивания и пластовой воды меньшую проницаемость, чем неповрежденный участок пласта. Другими словами, если эту зону Набухание глинистых частиц пласта при разрушения оставить вместе с остатками крошки от взаимодействии с раствором заканчивания выстрела, перфорация не будет такой же эффективной, как при открытых тоннелях. Гидростатическое давление скважины в момент перфорации должно учитываться при составлении программы перфорационных работ. Скважина может быть перфорирована при следующих гидростатических условиях: • на депрессии; • с нулевым перепадом давления; • с избыточным перепадом давления; • с очень большим перепадом давления. Перфорация на депрессии или с нулевым перепадом давления обычно производится для снижения или контроля над ущербом, который наносится в зоне ствола скважины. Сразу после перфорации на депрессии происходит первоначальный выброс из коллектора, при котором из перфорационных тоннелей выносится вся крошка, образовавшаяся после прострела. Т.к. имеется низкий гидростатический столб в стволе скважины при перфорации на депрессии и с нулевым перепадом давления, возможность проникновения жидкости заканчивания в пласт устраняется или сводится к минимуму. Контроль за давлением при перфорации на депрессии является ключевым фактором безопасности, т.к. в результате перепада давления жидкость начинается быстро перемещаться к поверхности. Перфорация с избыточным перепадом давления с раствором для глушения в стволе скважины. После перфорации давление в стволе скважины осколки/крошка от выстрела под давлением спрессовываются и прижимаются к зоне разрушения вокруг перфорационной тоннели. Перфорации с очень большим перепадом давления используется для стимулирования прилегающего к стволу скважины района, и показали себя как очень эффективные для низкопроницаемых коллекторов. Давление в стволе скважины выше, чем давление трещины. Жидкость стремительно проходит через перфорационные дыры и создает многочисленные трещины, которые остаются после окончания перфорационных работ. 11 Особенности эксплуатации УЭЦН Какие проблемы возникают во время ремонта скважин? Относительная проницаемость, % Ремонтные работы на скважине осуществляются после глушения скважины. Как правило, глушение осуществляется заменой скважинной жидкости на жидкость глушения с большей плотностью для оказания противодавления на пласт в целях предупреждения нефтегазопроявлений. Превышение забойного давления над пластовым регламентируется от 5 до 10%. В условиях репрессии в пласт проникает жидкость глушения, действие которой на глинистые частицы пласта может вызвать кольматацию порового пространства. Кольматацию могут вызвать и взвешенные частицы, находящиеся Ущербы, наносимые пласту при в жидкости глушения. Другим фактором нанесению ремонтных работах ущербов является выпадение в осадок водонерастворимых солей при воздействии Особенности ремонта скважин жидкости глушения на пластовую воду. Низкие пластовые давления; Проведение спуско-подъемных операций на Противодавление на пласт; Некачественное приготовление растворов скважине приводит к насыщению пласта водой, что глушения; приводит к возникновению «водяных мостов» Малые зазоры скважинного оборудования в перекрывающих поток пластовой жидкости, а также колонне, высокие скорости спуска; к изменению относительной проницаемости, что Насыщение жидкостью глушения пласта также приводит к снижению дебитов по нефти. при СПО увеличивает степень фазовой проницаемости для воды. Насыщение пласта водой приводит и к осложнениям при выводе скважины на режим Выпадение солей при взаимодействии вследствие отсутствия охлаждения погружного жидкости глушения и пластовой воды электродвигателя. Набухание глинистых частиц пласта при взаимодействии с раствором глушения Поэтому проектирование процесса глушения напрямую связано с проектированием вывода на Засорение пор твердыми частицами раствора глушения режим и дальнейшей эксплуатации скважины. Итак, отметим основные требования к жидкостям Водяные мосты перекрывают поровые каналы глушения: • ЖГ для скважин должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать кальматацию пор пласта твердыми частицами; • фильтрат ЖГ должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды; • ЖГ не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора, снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения — пластовый флюид»; • ЖГ не должна содержать механических примесей с 100 диаметром частиц более 2 мкм. Общее содержание механических примесей не должно превышать 100 мг/л; 80 • ЖГ должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не k 60 должна превышать 0,1-0,12 мм/год; K • ЖГ на месторождениях с наличием сероводорода 40 должны содержать нейтрализатор сероводорода; • ЖГ не должны наносить вреда нефтесборным трубопроводам при существующей схеме утилизации; 20 • ЖГ должна быть безопасной при проведении технологических операций. Конечно же, процесс глушения должен проводиться 0 20 40 60 80 100 Водонасыщенность, % специальным сервисом, обеспеченным специальным оборудованием и квалифицированным персоналом для Зависимость относительной проницаемости песка для воды (k ) и нефти (k ) от водонасыщенности предоставления большого спектра технологий и рецептов жидкостей глушения персонально к каждой скважине. н в в 12 н Какие ущербы возникают при эксплуатации скважины? Особенности эксплуатации УЭЦН Как уже говорилось выше, призабойная зона решает решающее значение в производительности скважины. Большой перепад давления в ПЗП приводит к различным явлениям: выпадению солей, выносу в скважину твердых частиц пород пласта, образованию отложений смол, асфальтенов, возникновению турбулентного движения жидкости. Эти ущербы ведут к снижению добычи нефти. На производительность скважины могут также влиять повышенный вынос песка из пласта, проникновение воды. Не следует забывать, что при эксплуатации скважины на снижение продуктивности могут играть и другие факторы, например, проблемы в перфорации, в фильтре, гравийной набивке, в погружном насосном оборудовании (см. главу 3), лифтовых трубах, а также в наземном оборудовании и сборных трубопроводах. На производительность скважины могут влиять и такие технические факторы как состояние забоя, эксплуатационной колонны, например, установленные гофры). Иногда, возникают проблемы, связанные с наличием проектного оборудования, качеством его подготовки, финансовые поблемы и т.д. Какие способы существуют для увеличения проницаемости ПЗП? Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счет применения различных методов: • химических • механических (гидравлический разрыв пласта и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов), • тепловых (паротепловая обработка, Ущербы, наносимые пласту при электропрогрев) эксплуатации скважины • их комбинирование. Кислотная обработка скважин Особенности эксплуатации скважины: связана с подачей на забой скважины под Приток описан законом Дарси - Вогеля; определенным давлением растворов кислот. Течение флюида за счет депрессии; Растворы кислот под давлением проникают в Плоско-радиальный приток; имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины Логарифмическая зависимость изменения давления от радиуса дренирования до и расширяют их в карбонатных коллекторах, и скважины; очищают поровое пространство в терригенных Малые зазоры скважинного оборудования в (подробнее дальше). Для кислотной обработки Призабойная зона пласта ПЗП применяют в основном водные растворы обусловлена резким падением давления от пластового до забойного. соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Технологический процесс кислотной Выпадение солей в результате резкого обработки скважин включает операции падения давления в ПЗП заполнения скважины кислотным раствором, Возникновение завихрений продавливание кислотного раствора в пласт (турбуленция) при герметизации устья скважин закрытием Засорение пор взвешенными частицами задвижки. После окончания процесса (ил, песок) КВЧ продавливания скважину оставляют на Асфальтосмолопарафиноотложения некоторое время под давлением для АСПО реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок или расклинивающий агент (пропант), чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1÷4 мм. Скин может снижаться до –4,4. Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; закачки жидкости — песконосителя; закачки жидкости для продавливания песка в трещины. Волновая обработка забоев скважин заключается в том, что на забое скважины с помощью генератора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. При этом повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны. Углубленная перфорация состоит в том, что в зону пласта спускается мощный перфоратор специальной конструкции, который пробивает критическую зону пласта и дает возможность флюиду проходить ПЗП по новым каналам. Существуют технологии (ПГД), когда за счет энергии пороховых 13 Особенности эксплуатации УЭЦН газов, в пласте образуются новые трещины. Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том случае, если добываемая нефть содержит смолы или парафины. Существует несколько видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину горячих жидкостей; паротепловая обработка. Как мы уже говорили – наиболее подвержена ущербам призабойная зона пласта, ее еще называют критической зоной. Нарушения в ПЗП могут быть вызваны различными факторами, поэтому выбор стимуляции определяется от формы нарушений. Как правило, может быть несколько факторов загрязнения, поэтому часто применяются комплексные обработки включающие в себя несколько видов работ на скважине. Давайте, определим какие могут быть нарушения, на второй половине листа посмотрим какими путями их можно ликвидировать Нарушения Выпадение твердых осадков (песок, глина) Выпадение в осадок солей Возникновение асфальтосмолопарафиноотложений АСПО Загрязнение илом Возникновение водяных мостов Возникновение турбулентного режима течения жидкости Низкая природная проницаемость пласта Пути устранения Механические методы (ГРП, углубленная перфорация) Химические методы (применение кислот) Химические методы (применение кислот, растворителей) Химические методы (закачка растворителей) Тепловые методы Механические методы (ГРП, углубленная перфорация) Механические методы (ГРП, углубленная перфорация) Химические методы (применение кислот) Химические методы (закачка ПАВ) Изменение режима течения Химические методы (закачка ПАВ) Механические методы (доп. перфорация) ГРП Существует множество технологий и еще более великое множество рецептов по работе с ПЗП. 14 Особенности эксплуатации УЭЦН СОСТАВ УЭЦН При создании материалов использовалась графика с сайта завода Алнас www.alnas.ru Введение В условиях скважины радиус рабочего колеса ограничен, частота вращения 3000 об/мин. Поэтому для определенной подачи применяются рабочие колеса определенной геометрии Центробежный насос – динамический насос, в котором движение жидкости происходит за счет центробежной силы. Жидкость поступает к центральной части рабочего колеса (крыльчатки) в этом первая особенность центробежных насосов – для нормальной работы ЦН требуется подпор – дополнительное давление для подачи жидкости в насос. Крыльчатка, установленная на валу в корпусе и приводящаяся во вращение электрическим двигателем разгоняет жидкость по спирали, что обеспечивает подачу насоса. Подача насоса зависит от частоты вращения, радиуса крыльчатки, количества лопастей и их формы и наклона, т.е. от ее геометрических параметров. Это вторая особенность центробежного насоса. Под действием центробежной силы жидкость выходит через выходной патрубок. Патрубок имеет расширяющуюся форму; скорость потока в нем падает, и часть кинетической энергии жидкости, приобретенной в рабочем колесе насоса, преобразуется в потенциальную энергию давления (напора). Устанавливая последовательно ряд аппаратов можно достичь необходимого напора. При заданной частоте вращения центробежный насос, показанный на рисунке, работает с максимальным КПД только при расчетных значениях расхода и давления. Перекачка жидкости с минимальными затратами энергии требует правильного выбора типа насоса, тщательного проектирования и согласования его характеристик с характеристиками системы в целом. Это третье отличительное свойство центробежного насоса. Четвертая особенность заключается в том, что если в «улитке» собирается газ, то для жидкости в этой зоне не будет возникать центробежная сила и насос не сможет работать. Установленные последовательно ступени насоса позволяют достичь необходимого напора Промышленное применение установок ЭЦН было впервые начато в 1929 году. Первый погружной центробежный насос для добычи нефти с маслозаполненным погружным электродвигателем был предложен русским инженером, изобретателем А.А. Арутюновым. Он основал в 1930 году в США фирму РЭДА по производству погружных насосов. Название, которое Арутюнов дал своей компании – аббревиатура РЭДА – Русский Электрический Двигатель Арутюнова, ёмко отразило технологию, страну её изобретения, а также фамилию самого изобретателя. В настоящее время фирма РЭДА является крупнейшим производителем УЭЦН за рубежом. В Советском Союзе работы в этом направлении велись с 1940 года в бюро глубоководных электрических машин Нефтемашпроекта, однако первые промышленные конструкции и серийное производство УЭЦН были освоены после организации в 1950 году в системе нефтяной промышленности Особого конструкторского бюро по бесштанговым насосам – ОКБ БН. В настоящее время основными производителями погружных центробежных насосов в России являются Альметьевский насосный завод (АО «АЛНАС») – крупнейший в мире завод-изготовитель УЭЦН, Лебедянский машиностроительный завод (АО «ЛЕМАЗ») и московский завод «Борец». Интересные разработки предлагаются и другими организациями. Так, пермский завод АО «Новомет» изготавливает методом порошковой металлургии оригинальные ступени погружных центробежных насосов, хорошо зарекомендовавшие себя на промыслах. За рубежом, помимо фирмы РЭДА, наиболее известные производители установок ЭЦН – компании «Центрилифт» и ESP. В последние годы большую активность проявляют также изготовители УЭЦН из Китайской Народной Республики. Максимальный КПД достигается в узкой зоне, так называемой рабочей зоне 15 Особенности эксплуатации УЭЦН Установка погружного электроцентробежного насоса Пример условного обозначения отечественной установки: УЭЦНМ5-125-1200 где У - установка; Э - привод от погружного электродвигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М модульный; 5 - габарит насоса; 125 - подача, м3/сут: 1200 - напор, м; Для установок коррозионностойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «К». Наземное оборудование Погружные центробежные насосы применяются для подъема пластовой жидкости. В России они производятся 4, 5, 5А и 6 габарита для скважин соответственно с 4, 5 и 6 дюймовой эксплуатационной колонной (колонны с внутренним диаметром 112, 121.7, 130 и 144,3мм). Производительность насосов (подача) от 10 до 2000 м3 в сутки, напор – до 3000м. Значения подачи и напора даны для работы на воде. Фирма REDA выпускает насосы типа А, AN, DN и GN, где первая буква обозначает серию (наружный диаметр в дюймах, умноженный на сто): А – 338 серия; D – 400 серия; G – 513. При исполнении рабочих органов из чугуна типа «нирезист» в обозначении используется буква N, если из материала «райтон», буквенное обозначение не ставится. Производительность насоса выражается в баррель в сутки. Фирма Centrilift выпускает насосы типа DC, FC, FV, FS. GC/ В условном обозначении первая буква обозначает серию: D – 338 серия, F - 400, G – 513 серия. Вторая буква обозначает конструктивную модификацию. Следующее число после букв обозначает номинальную подачу насоса в баррелях в сутки при частоте вращения 3500 мин-1. Ка гар ма но в Ильда р Кабель Обратный клапан Подземное оборудование Установка погружного центробежного насоса включает в Обратный клапан себя наземное и подземное оборудование. В наземное оборудование входит: фонтанная арматура, оборудованная кабельным вводом, сборные манифольды, замерная установка, а также наземное электрооборудование, включающее в себя станцию НКТ управления, трансформатор, клеммную коробку, Клям кабельные линии. Наземное электрооборудование служит для Секции насоса электроснабжения, управления и защиты электронасосов Фонтанная арматура позволяет контролировать, регулировать и направлять поток скважинной жидкости через манифольды в замерную установку, где производится определение объема добываемой продукции. Подземное оборудование включает в себя: погружной центробежный насос с электродвигателем, кабельную линию, колонну насосно-компрессорных труб и другое Прием насоса дополнительное оборудование. Колонна насосно-компрессорных труб обеспечивает подъем скважинной жидкости на Протектор поверхность В корпусе насоса установлены ступени, каждая из Погружной которых состоит из вращающегося рабочего колеса и электродвигатель i неподвижного направляющего аппарата. Число ступеней k Компенсатор определяет его подачу, давление и потребляемую мощность КИП В состав погружного электродвигателя входит Интервал ПЭД и гидрозащита, состоящая из протектора и перфорации компенсатора. Электроэнергия с поверхности передается через бронированный трехжильный кабель, который крепится к телу труб при помощи поясов. Скважинные КИП представляют собой датчики температуры и давления, которые генерируют сигналы, передаваемые по силовому кабелю на установленное на поверхности считывающее устройство 16 Погружные центробежные насосы Рабочая пара Вал насоса Осевая опора Направляющий аппарат Корпус насоса Радиальная опора Осевая опора Особенности эксплуатации УЭЦН Вращательное движение от двигателя через вал и установленные на него рабочие колеса разгоняет жидкость. Кинетическая энергия потока в направляющем аппарате преображается в потенциальную энергию напора. Каждая рабочая пара (ступень) развивает около 5 метров напора. Набор последовательно установленных ступеней позволяет нам развить необходимый напор. Рабочим органом насоса ступень насосная (СН) с цилиндрическими (ЦЛ) или наклонно - цилиндрическими лопатками (НЦЛ), состоящими из рабочего колеса и направляющего аппарата. Ступени с ЦЛ применяются на номинальные подачи до 125 м3/сут 9включительно) в насосах с наружным диаметром 86и 92мм, до 160 м3/сут в насосах с диаметром 103мм. Ступени НЦЛ применяются в насосах с большей подачей. Надо замаетить, что ступени с НЦЛ имеют более высокий КПД и более, чем в 1,5раза увеличенную подачу, чем при тех же диаметрах ступени с ЦЛ. Осевая и радиальная нагрузка распределяются на осевые и радиальные опоры. Радиальные опоры установлены в верхней, средней и нижней части корпуса насоса. Осевые опоры представляют собой текстолитовые подшипники скольжения и установлены на рабочих колесах Приемный модуль и газосепаратор Пластовая жидкость через приемный модуль попадает в насос. Свободный газ до 25 % существенного влияния на работу насоса не оказывает. Однако при больших значениях необходимо устанавливать Головка газосепаратора газосепаратор или газодиспергатор, который разбивает пузыри, делая их более мелкими. Газоотводящая сетка Канал отвода газа Газосепаратор Сепаратор Приемная сетка Шнек Жидкость продолжает движение на рабочие аппараты насоса, а газ удаляется в затрубное пространство Газожидкостная смесь попадает в камеру вращающихся сепараторов. Здесь под действием центробежных сил жидкость отделяется от газа. Жидкость, как более тяжелая, движется по внешней стороне сепаратора, а газ собирается и движется внутри пазов сепаратора. Через сетку приемного модуля скважинная жидкость поступает на ступени насоса, при повышенном газовом факторе приемный модуль совмещается с газосепаратором, в котором шнек придает флюиду центробежную силу Предотвращение вредного влияния может произвести также конусная сборка. На приеме серийного насоса несколько ступеней заменяют на ступени с большей подачей. Обладая большим объемом каналов, эти ступени обеспечивают, и большее поступление на прием газожидкостной смеси. При попадании в серийные ступени объем смеси уменьшается за счет сжатия и растворения газа в жидкости, чем и достигается оптимальная подача насоса. Опора 17 Особенности эксплуатации УЭЦН Система энергообеспечения УЭЦН Для обеспечения электроэнергией погружного электродвигателя, приводящего в действие насос, применяется система энергообеспечения, которая включает в себя: трансформатор, станцию управления, кабельную линию, муфта кабельного ввода Трансформатор служит для повышения Клеммная напряжения до величины рабочего коробка напряжения ПЭД с учётом потерь в кабеле. предохраняет Станция управления предназначена для пуска и остановки насоса, контроля за работой установки, а также для защиты от аварийных Кабельная режимов. линия Для предотвращения прохода газа по кабелю передает в помещение станции управления в состав Удлинитель установки входит специальная выполнен из плоского соединительная вентиляционная (клеммная) термостойкого коробка. Газ, проникший по кабелю, выходит наружу через трубку отвода газа. Для подачи переменного тока к погружному электродвигателю служит кабельная линия, состоящая из основного питающего кабеля (круглого или плоского) и плоского кабеляудлинителя с муфтой кабельного ввода. Соединение основного кабеля с кабелемудлинителем обеспечивается неразъёмной соединительной сросткой. Для крепления кабеля к телу трубы применяеются крепежные пояса (клямсы) 4 3 5 8 9 1 2 6 7 10 11 Погружной электродвигатель Погружные асинхронные двигатели (ПЭД) в зависимости от мощности изготавливаются одно- и двухсекционными. Для различных типоразмеров питание электродвигателя осуществляется напряжением от 380 до 2300 В. Рабочая частота переменного тока составляет 50 Гц при этом частота вращения вала двигателя составляет 3000 мин-1 Импортные электродвигатели (моторы) работают при частоте тока 60 Гц обеспечивают 3500 мин-1. При использовании регулятора частоты (вариатора) допускается работа двигателя при частоте тока от 40 до 60 Гц. Мощность двигателей достигает 500 кВт. Двигатели мощностью более 180кВт диаметром 123мм, более90кВт диаметром 117мм, 63 кВт – 103мм и мощностью 45кВт диаметром 96мм. Структура условного обозначения ПЭД – погружной электродвигатель следующая за буквами число обозначает мощность двигателя в кВт, далее – диаметр корпуса в мм, например ПЭД 45-103. В состав погружного электродвигателя (ПЭД) входят: двигатель и гидрозащита, состоящая из протектора и компенсатора Протектор предназначен для защиты от попадания пластовой жидкости в маслонаполненный электродвигатель и предотвращает утечки масла при передаче вращения от электродвигателя к насосу Погружной электродвигатель (ПЭД) – трёхфазный, асинхронный с короткозамкнутым ротором, маслозаполненный и герметичный. Электроэнергия на двигатель подается через специальный бронированный кабель Компенсатор предназначен для выравнивания давления масла в двигателе с давлением жидкости в скважине и пополнения объема масла в двигателе 18 Протектор Протектор Погружной Погружной электродвигатель электродвигатель Компенсатор Компенсатор Особенности эксплуатации УЭЦН Электродвигатель Работа асинхронного электродвигателя основана на том, что при подаче переменного трехфазного тока на протяжную обмотку статора возникает магнитное поле, под воздействием которого, ротор начинает вращаться вокруг своей оси. Статор выполнен из трубы, в которую запрессован магнитопровод, изготовленный из листовой электротехнической стали. Статор магнитомягкий по всей длине. В пазы статора уложена трехфазная протяжная обмотка из специального обмоточного провода. Фазы обмотки соединены в звезду. Статор электродвигателя Протяжная обмотка статора Ротор Подшипник Внутри статора размещается ротор, представляющий из себя набор пакетов, разделенных между собой промежуточными подшипниками и последовательно надетыми на вал. Вал ротора выполнен пустотелым для обеспечения циркуляции масла. Пакеты ротора набраны из листовой электротехнической стали. В пазы пакетов вставлены медные стержни, сваренные по торцам с короткозамкнутыми медными кольцами. Гидрозащита Протектор Торцевое уплотнение Узел пяты Компенсатор Перепускной клапан Резиновая диафрагма Применение электродвигателя в скважине возможно при обеспечении герметичности маслонаполненного электродвигателя. Для предохранения от попадания во внутреннюю полость ПЭД пластовой жидкости служит гидрозащита. Гидрозащита состоит из компенсатора и протектора Протектор устанавливается над двигателем и служит для обеспечения герметичности электродвигателя при передаче вращательного движения от двигателя к насосу. Верхнее торцевое уплотнение предназначено для герметизации внутреннего пространства электродвигателя. Нижний конец вала соединяется с валом электродвигателя, верхний конец - с валом насоса при монтаже на скважине. В протекторе расположен узел пяты, который воспринимает осевые нагрузки, действующие на вал при работе насоса. Он расположен в нижней части протектора, что исключает работу без масла и его перегрев Компенсатор обеспечивает передачу и уравнивание давления пластовой жидкости в зоне подвески двигателя с давлением масла в двигателе, а также изменением своего объема компенсирует тепловые изменения объема масла в двигателе в процессе его работы Внутренняя полость диафрагмы сообщается с внутренней полостью электродвигателя и заполняется маслом при монтаже двигателя. Это масло служит запасом для компенсации его естественного расхода через нижнее торцовое уплотнение, герметизирующее вращающийся вал. 19 Особенности эксплуатации УЭЦН Под воздействием потока перекачиваемой жидкости тарелка поднимается, открывая клапан. При остановке насоса тарелка опускается на седло под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе, т.е. клапан закрывается. Лифт Прослабленное сечение штуцера Полый штуцер Погружной насос Присоединительная резьба И ль дар Каг арм анов Корпус Направляющая втулка Тарелка клапана Обрезиненное седло Присоединительная резьба ПЭД Спускной (сбивной, сливной) клапан предназначен для слива жидкости из лифта (колонны насосно-компрессорных труб) при подъеме насоса из скважины. В корпус cпускного клапана ввернут штуцер. Перед подъемом насоса из скважины конец штуцера сбивается (обламывается) специальным инструментом (например, ломом, сбрасываемым в НКТ), и жидкость из колонны НКТ вытекает через отверстие в штуцере в затрубное пространство Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения рабочих колес насоса под воздействием выравнивания столба жидкости в НКТ и затрубном пространстве при остановках насоса и облегчения повторного запуска насоса. I ldar Kag arm ano v Обратный и сливной клапаны Напорный трубопровод (лифт) Для обеспечения подъема пластовой жидкости и газа на поверхность при эксплуатации скважин УЭЦН применяются насосно-компрессорные трубы. Как правило, на промыслах России используются трубы диаметром 60, 73, 89 мм (соответственно 2”, 2,5” и 3”). Трубы последовательно соединяются на резьбе, составляя колонну НКТ (лифт). Ка га рмано в И льд ар Об ратный к лапан Условное обозначение труб включает: тип трубы (кроме гладких труб), условный диаметр трубы, толщину стенки, группу прочности, например: НКТ 73 – 5.5 Д Об ратный к лапан Для крепления кабельной линии при спуске УЭЦН в скважину применяют пояса крепления, а в скважинах с осложненной траекторией спуска (высокая степень искривленности ствола скважины) для защиты кабеля от повреждений применяют протекторы. На скважину завозится НКТ необходимой проектной длины. В качестве запаса предусматривается 5% от общей длины труб. Длина одной НКТ примерно 9 метров. НКТ Клям Секции насос а Прием нас оса Протектор i k Погру жной э лектрод вигатель К омпенсатор К ИП И нтервал перфо рации 20 Толщина стенки Диаметр Крепежный пояс (клямс) На расстоянии 250-300 мм выше и ниже каждой муфты НКТ и каждого сростка кабель К абель Особенности эксплуатации УЭЦН ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПОДБОРА СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ При подборе насоса для скважины необходимо пройти несколько этапов: • • • • • • • Сбор и анализ всех характеристик скважины, которые потребуются при проектировании; Определение потенциальной производительности скважины, определение глубины; установки насоса, требуемой для достижения заданной производительности; Определение объемов жидкости и газа, всасываемых насосом; Определение требований к напору насоса; При заданной производительности и выбранной величине напора выбрать тип насоса, который будет иметь максимальную эффективность при требуемом расходе; Выбрать оптимальные размеры насоса, двигателя, протектора и кабеля, проверить ограничения, связанные с оборудованием; Выбор вариатора вспомогательного (частоты тока двигателя, трансформатора, головки НКТ) и дополнительного оборудования. Исходные данные Проектирование погружного насосного агрегата обычно не представляет собой сложной задачи, особенно, если имеются надежные исходные данные. Однако, при недостаточности информации, в частности относительно дебита скважины, пластового или забойного давления работа выбранного насоса может быть неэффективной. Недостаток исходных данных зачастую приводит к неправильному выбору типоразмера насоса и к высоким эксплуатационным расходам. Неправильно выбранный насос может работать за пределами своего эксплуатационного диапазона, что приводит к недогрузке или перегрузке электродвигателя, либо к быстрому дренированию скважины, что может привести к повреждению пласта. Другой крайностью является недостаточность мощности насоса для достижения требуемой производительности. Зачастую используются данные других скважин того же месторождения или близлежащих районов, в предположении, что скважины одного и того же продуктивного горизонта будут иметь аналогичные характеристики. К сожалению, для целей инженерного выбора типоразмеров погружаемого насосного оборудования скважины скорее напоминают отпечатки пальцев - среди них нет двух одинаковых. На выбор параметров оборудования может Интерфейс программы Subpump-7.0 для проектирования УЭЦН существенно влиять характеристики скважинного флюида. Это могут быть: • большое процентное содержанием воды. • многофазная среда (высокий ГФ). • высокая вязкость флюида. Ниже приводится примерный перечень требуемых данных: l. Данные о скважинах а. Конструкция скважины. Размер и тип обсадной колонны; б. Размер, тип НКТ; в. Интервал перфорации; г. Глубина установки насоса (замеренная и по вертикали) 2. Эксплуатационные данные а. Давление в НКТ на устье скважины б. Давление в обсадной колонне на устье в. Текущий дебит г. Динамический уровень д. Статический уровень и (или) статическое давление и забое е. Место установки насоса ж. Температура в забое з. Потенциальный дебит 21 Особенности эксплуатации УЭЦН и. Газовый фактор (ГФ) к. Процентное содержание воды 3. Состояние скважинного флюида а. Плотность пластовой воды б. Плотность нефти или удельный вес в. Удельный вес газа г. Давление насыщения газа д. Вязкость нефти е. Данные о давлении, температуре и объеме 4. Источники энергоснабжения а. Первичное напряжение б. Частота и мощность источника 5. Возможные проблемы а. Песок б. Отложения (накипь) в. Коррозия г. Парафин д. Эмульгирование ж. Газ з. Температура Производительность скважины Характеристики насоса определяется из условия обеспечения доставки на поверхность флюида в объеме потенциальных возможностей пласта. Основой методики расчета потенциального дебита скважин является программа « WELL PERFORMance» v 2.03.00. компании Schlumberger, которая основывается на законе Дарси. При однофазном течении жидкости, кривая притока представляет собой прямую, линию с наклоном kпр, определяемым по коэффициенту продуктивности. Если давление насыщения ниже забойного давления, то поток многофазный и кривая притока имеет параболический вид. Зависимость потока была впервые описана В.Е. Гилбертом и была усовершенствована Й. М. Вогелем. Вогель разработал безразмерную опорную кривую, которая может использоваться при построении кривой для конкретной скважины. Программа «Well performance» проводит узловой анализ При подборе насоса следует применять следующие для определения потенциала пласта условия: • Забойное давление должно быть минимальным (30-50 атм. из условия обеспечения подпора на центробежный насос); • Глубина спуска насоса – на 50 метров выше верхнего интервала перфорации; • Как правило, давление насыщения выше забойного давления, поэтому необходимо знать, что поток многофазный и принять меры по отделению газа. Расчеты потенциального дебита скважины по параметрам работающей скважины при известных значениях Qж, Рпл, Рзаб исходные данные: • Qж – текущий дебит скважины, м3/cут; • Рпл – пластовое давление, кг/см2; • Рзаб – забойное давление, кг/см2 (забойное давление принимаем равным 50 кг/см2 т.к. это давление необходимо для подпора для центробежного насоса в случае, если давление насыщения больше забойного. Если давление насыщения меньше 50 кг/см2 то забойное давление из условия 30% от давления насыщения; • Рнас – давление насыщения, кг/см2; • ß – объемный коэффициент нефти • μ – вязкость нефти в пластовых условиях, сПз • rскв – радиус скважины, м (как правило, диаметр скважин 215,9мм, следовательно радиус скважины 0,1м) • Rк – радиус контура питания, м (как правило, сетка разбуривания на наших месторождениях 500 метров, следовательно радиус контура питания - 250 метров) 22 Особенности эксплуатации УЭЦН • S – скин (определяется по результатам исследований скважин на различных режимах или снятии кривой восстановления давления с помощью программного комплекса WELL Test. Если подобных исследований не проводилось, скин принимается равным 0). Расчет: • Определяем коэффициент продуктивности скважины – Кпр: Кпр = Qж/(Pпл − Рзаб), при давлении насыщения ниже забойного давления Кпр = Qж / (Pпл−(Pнас + Pнас×(1−0,2(Pзаб/Pнас) – 0,8(Pзаб/Pнас)2/1,8)), при давлении насыщения выше забойного давления • Определяем дебит скважины Qнас при давлении насыщения Рнас: Qнас = Кпр× (Pпл−Рнас) • Определяем максимальный дебит скважины Qmax: Qmax = Qнас + (Kпр× Рнас)/1,8 • Определяем потенциальный дебит скважины Qпот при Рзаб 50 = 50 кг/см2, или, если Рнас< 50 кг/см2, то Рзаб на 30% ниже Рнас: Qпот = Qнас + (Qmax – Qнас) × (1– 0,2 × (Рзаб50/Рнас) – 0,8× (Рзаб50/Рнас)2), или Qпот = Кпр× (Рпл–Рнас)+((Кпр×Рнас)/1,8) × (1–0,2*(Рзаб50/Рнас) –0,8*( Рзаб50/Рнас)2) • Определяем kh обратным порядком: kh = Kпр×18,4×μ × β (ln (Rк/rскв) – 0,75+S) После расчета обратным порядком, этот параметр должен быть зафиксирован для каждой скважины (если нет более точных данных, например, определенных при помощи WELL Test). Для скважин, на которых было проведено ГРП, при расчете kh применяется скин, достигнутый в результате ГРП, для обычных скважин скин берется равным 0, или определяется при помощи WELL Test. Если скважина находится в простое и Qж = 0, расчёт производится по данным предполагаемого режима. Расчеты потенциального дебита скважины по параметрам работающей скважины при известных значениях kh, Рпл, Рзаб исходные данные: • Рпл – пластовое давление, атм., • Рзаб50 – потенциальное забойное давление (50атм., или, если Рнас<50атм, то Рзаб на 30 % ниже Рнас); • Рнас – давление насыщения, атм., • kh – произведение проницаемости на нефтенасыщенную мощность, mDм; • ß – объемный коэффициент нефти • μ – вязкость нефти в пластовых условиях, сПз • rскв – радиус скважины, м (как правило, диаметр скважин 215,9мм, следовательно радиус скважины 0,1м) • Rк – радиус контура питания, м • S – скин (определяется по результатам исследований скважин на различных режимах или снятии кривой восстановления давления с помощью программного комплекса WELL Test. Если подобных исследований не проводилось, скин принимается равным 0). Расчет: • Определяем продуктивность скважины – Кпр: Кпр= kh/(18,4*μ*β*Ln(Rк./rскв)-0,75+S) • Определяем дебит скважины Qнас при Рнас : Qнас = Kпр× (Рпл – Рнас) • Определяем максимальный дебит скважины – Qmax: Qmax=Qнас+(Кпр×Рнас)/1,8 • Определяем потенциальный дебит скважины Qпот при Рзаб=50атм, или, если Рнас< 50атм, то Рзаб на 30 % ниже Рнас: Qпот = Qнас + (Qmax – Qнас)(1– 0,2(Рзаб50/Рнас) – 0,8(Рзаб50/Рнас)2), или Qпот = Кпр*(Рпл–Рнас)+((Кпр*Рнас)/1,8))*(1– 0,2 *( Рзаб50/Рнас) –0,8*(Рзаб50/Рнас)2) Для расчета потенциального дебита после ГРП принять значение скин = - 4,7 Производительность насоса Производительность насоса определяется из условия доставки пластовой жидкости по подъемному лифту, инженерным сооружениям, промысловым коллекторам потребителю. Если насос подобран неправильно, то, в случае превышения потенциала пласта над производительностью насоса, будет происходить повышение динамического уровня, что приведет к росту забойного давления и следствие – уменьшение дебита скважины. В случае превышения подачи насоса над потенциальным притоком из пласта, произойдет снижение динамического уровня, что приведет к срыву подачи. 23 Особенности эксплуатации УЭЦН Одно из основных условий, которое мы ставили для подбора насосного оборудования, было обеспечение минимального забойного давления. До недавнего времени метод создания на приеме насоса давления большего давления насыщения был широко распространен, так как прост технологически и организационно, но при этом недостаточно эффективен. Однако же современные погружные насосы позволяют работать на больших глубинах, достигая потенциальных дебитов. Как правило, в этих зонах давление ниже давления насыщения газа, поэтому скважинное оборудование работает с присутствием свободного газа. Газ существенно влияет на характеристики центробежного насоса. Пока свободный газ находится в виде мелкодисперсных пузырей, насос ведет себя нормально, как при перекачивании жидкости с низкой плотностью. Однако, после превышения определенного «критического» значения соотношения объемов газа и жидкости (примерно 25%), давление на выходе насоса снижается. Это в основном обусловлено разделением газовой и жидкостной фаз в ступенях насоса и проскальзыванием между этими двумя фазами. Это явление еще полностью не изучено, и не существует общей зависимости, описывающей влияние свободного газа на характеристики насоса. Тем не менее, оно является причиной «срыва подачи». В идеале скважина будет продуктивной, если давление на глубине погружения превышает давление насыщения, что позволяет на входе насоса сохранять газы в растворенном состоянии. Однако условие достижения минимального забойного давления для достижения максимальной депрессии не позволяет работать насосу в этих условиях, поэтому для достижения наибольшей эффективности системы при содержании свободного газа более 25%, газы должны быть отделены от других флюидов до входа в насос. Для выбора насоса и сепаратора необходимо определить влияние газа на объем флюида. Общий объем флюидов Общий объем флюида на приеме насоса будет складываться из объема нефти, пластовой воды и свободного газа. Объем газа. Объем свободного газа на входе в насос определяется по формуле Gпр = G(1 – Pпр/Рнас) Объем нефти (Vн ) на входе в насос равен объему нефти на поверхности, умноженному на Во. коэффициент пластового объема, этот объем мы рассчитываем при определении потенциала пласта по формуле Дарси.. Объем воды (Vв) в пласте равен объему воды в нормальных условиях, т.е. не изменяется. Объем флюида в пласте Объем флюида на приеме насоса Свободный газ (25%) Нефть + Растворенный газ Нефть Пластовая вода Пластовая вода Теперь можно определить общий объем флюидов (Vt): Vпр = Gпр + Vн + V в Объем флюида на приеме насоса с вычетом объема свободного газа, отделенного газосепаратором, и определяет производительность насоса для обеспечения доставки на поверхность потенциального дебита скважины. 24 ИК Изменение объема флюида на приеме насоса Полный динамический напор Следующим шагом является Особенности эксплуатации УЭЦН определение полного динамического напора, требуемого для перекачивания флюида при требуемой производительности. Полный напор определяется числом метров столба жидкости и рассчитывается как сумма • подъема жидкости в скважине (динамического подъема); • потерь на трение в НКТ; и • устьевого давления. Упрощенное уравнение выглядит следующим образом: Напор насоса Н= ρg Ндин cosα +Ртр НКТ + Рлин ПДН=Ндин + Fнкт + Русть , где Н2 ( Подпор насоса 300-500 метров) Н1 (Минимальное расстояние 50м) Забойное давление Рз = ρg (Н1 = Н2) cosα +Рустьев Динамический уровень ПДН - полный динамический напор в метрах, обеспечиваемый насосом при перекачивании требуемого объема. Ндин - вертикальное расстояние в метрах между устьем скважины и ориентировочным динамическим уровнем скважинной жидкости при ожидаемом дебите. Fнкт - напор в метрах, необходимый преодоления трения в НКТ. Русть - напор в метрах, необходимый для преодоления трения в наружных трубопроводах, клапанах и арматуре, и для преодоления разности уровней между устьем скважины и резервуарами для хранения. При определении напора следует помнить, что заводы изготовители в каталогах дают информацию в метрах водяного столба Глубина установки насоса определяется из условия достижения минимального забойного давления, т.е. на минимальное расстояние от зоны перфорации (50 метров над верхним интервалом перфорации). При этом следует учесть ограничения, которые могут повлиять на место установки УЭЦН. Это могут быть: параметры кривизны в зоне установки УЭЦН, техническое состояние обсадной колонны в интервале установки УЭЦН или на траектории спуска и т.д. Алгоритм подбора УЭЦН к скважине Подбор оптимального типоразмера и глубины спуска УЭЦН производится по принятой в компаниях программе подбора (Well flow, SubPump). При отсутствии такой программы необходимо руководствоваться следующими основными принципами: 1. По данным предыдущей эксплуатации УЭЦН Qж, Ндин, Рпл определяется коэффициент продуктивности скважины. Кпр = ( где 3 м /сут.; Определение динамического напора ) Q м 3 / сут. атм. Р пл - Р заб Qж – дебит жидкости, Рпл – пластовое давление, кг/см2; Рзаб – забойное давление, кг/см2. Для вновь вводимых скважин Кпр определяется по результатам гидродинамических исследований. ( опт. ) 2. Определяется оптимальное забойное давление Р заб. , позволяющее получить при данном Кпр максимальный дебит. Оптимальное забойное давление из опыта эксплуатации месторождений составляет 0,75÷0,8 от давления насыщения нефти газом. 3. Исходя из значений оптимального забойного давления определяется динамический уровень 25 верт Н верт дин = Н пл − (Р опт заб − Р затр Особенности эксплуатации УЭЦН ) ⋅10 γ см Н верт дин - динамический уровень по вертикали, м; где Н верт - глубина залегания пласта по вертикали, м; пл 2 Р опт заб - оптимальное забойное давление, кг/см . γ см - удельный вес газожидкостной смеси, г/см3. 4. Из инклинограммы скважины определяется среднее значение соsα угла отклонения ствола скважины от вертикали. Н верт ; соs α = по пл Н пл стволу 5. Определяется динамический уровень в стволе скважины Н дин Н верт = дин (м); соsα 6. Вычисляется глубина спуска установки в скважину Нсп = Ндин + Нпогр/соsα ; Нпогр – глубина погружения установки под динамический уровень, м. опт 7. Вычисляется планируемый дебит скважины при Р заб ( Q пл = К пр Р пл − Р опт заб скважины, м3/сут; где ) Qпл – планируемый дебит Кпр – коэффициент продуктивности скважины, м3/сут.ат. 8. Определяется требуемый напор установки Н = Н верт (м) дин + ∆Н где Н – напор установки, м; ΔН - поправка напора, м (на вероятностную характеристику насоса, потери на трение и др). Для насосов производительностью: По заводским каталогам подбирается - 20 ÷ 50 м3/сут Δ Н ≈ 250м; насос. Характеристики даны на работу с водой. - 80 ÷ 125 м3/сут Δ Н ≈ 180м; - 200 и более Δ Н ≈ 100м; По вычисленным значениям планируемого дебита и требуемого значения напора подбирается ближайший по значениям типоразмер ЭЦН. В скважинах с осложнениями (вынос мех.примесей (песка), опасность разгазирования, прорыва воды или газа из других пластов и др.) значение оптимального забойного давления и планируемого дебита ограничиваются геологической службой предприятия. Подбор УЭЦН к каждой скважине производится индивидуально, при этом необходимо руководствоваться рекомендуемыми значениями глубины спуска в зависимости от напора насоса. Рабочая характеристика УЭЦН5-125 дается в каталогах завода. Насос подбирается так, Типы и эксплуатационные параметры насосов определяются по чтобы при ожидаемом дебите установка каталогам заводов-производителей. В зависимости от работала в режиме приближенному в ожидаемого дебита флюидов и размеров обсадной колонны наибольшему КПД следует выбрать тип насоса, который при ожидаемом дебите будет работать в пределах своего эксплуатационного диапазона на режимах, максимально приближенных к пиковому к.п.д. Если два насоса или более имеют аналогичные значения к.п.д. при требуемом объеме, то выбор насоса определяется следующими условиями: l. Цены насосов, а также размеры и цены электродвигателей. Обычно насосы и двигатели 26 Особенности эксплуатации УЭЦН большего диаметра обходятся дешевле и работают более эффективно. 2. При неизвестных или неточно оцененных характеристиках скважин, следует выбрать, насос с «крутой» характеристикой. Если требуемый объем приходится на точку характеристики, в которой оба насоса имеют примерно одинаковый к.п.д., то следует выбрать насос с большим числом ступеней. Такой насос обеспечит производительность, близкую к требуемому объему, даже в тех случаях, когда напор в скважине будет намного больше или меньше ожидаемого. 3. Если в продуктивном флюиде присутствует газ, то для обеспечения эффективной эксплуатации может потребоваться газосепаратор. Скорректированный объем влияет на выбор насоса и на габариты остальных компонентов системы. 4. В скважинах, где флюид имеет высокую вязкость и (или) тенденцию эмульгированию для обеспечения эффективной эксплуатации необходимо внести некоторые поправки в выбор насоса. В таких случаях рекомендуется консультироваться со специалистами. Тип насоса По характеристике выбранного типа насоса, приведенной в каталогах заводовизготовителей, по заранее рассчитанной величине полного динамического напора можно рассчитать число ступеней, необходимое для достижения требуемой производительности. В каталогах имеются кривые, рассчитанные при частоте тока 50 Гц (импортные 60Гц), а также при переменной частоте. Следует отметить, что кривые характеристики насосов представляют собой данные для одной ступени, базирующиеся на перекачке воды (с удельным весом 1.00). Проекция точки пересечения линий требуемой производительности (нижняя шкала) и кривой «производительность -напор» (вертикальная шкала) на левую шкалу дает значение напорa. Для определения числа ступеней следует разделить значение полного динамического напора на эту величину. График зависимости подачи от динамического напора для расчета количества ступеней насоса Полный динамический напор Число ступеней = Напор / ступень ОПТИМАЛЬНЫЙ ВЫБОР КОМПОНЕНТОВ Сепаратор Информация о газосепараторах приведена в каталоге. Следует соответственно откорректировать потребляемую мощность двигателя и длину корпуса. Электродвигатель Для выбора требуемого двигателя для ранее выбранного насоса необходимо прежде всего определить мощность, потребляемую насосом. Значение мощности одной ступени указано на правой шкале кривой характеристики выбранного насоса. Мощность, необходимая для привода данного насоса, определяется по простой формуле: NПЭД = Nнас /ηпэд , где Nнас =НQρ/η Технические данные приведены в каталогах. По каталогам определяем значения напряжения для оптимальной работы двигателя. При работе насоса в скважине могут возникнуть различные ситуации, требующие увеличения мощности электродвигателя (пуск насоса, откачка раствора глушения и т.п.), поэтому при определении мощности следует проектировать электродвигатель с параметрами на 15% превышающие рабочие характеристики. Кабель При выборе кабеля следует определить: 1. размер кабеля 2. тип кабеля 27 Особенности эксплуатации УЭЦН 3. длину кабеля. Размер кабеля. Правильный выбор размера кабеля обуславливается совместным влиянием факторов падения напряжения, величины тока и имеющегося пространства между манжетами НКТ и обсадной трубой. При выбранном значении номинального тока двигателя и данной температуре в забое, рекомендуется выбирать кабель с падением напряжения менее 30В на длине 305 м. По этой зависимости можно определить требуемое напряжение для питания двигателя с поверхности (напряжение на двигателе плюс падение напряжения в кабеле). И, наконец, по таблицам каталогов можно определить, соответствует ли выбранный размер кабеля размерам предлагаемых НКТ и обсадных труб скважины. Диаметр кабеля плюс диаметр замков НКТ должен быть меньше внутреннего диаметра обсадной колонны. При определении оптимального размера кабеля следует учитывать будущие задачи, которые могут потребовать применения кабеля большей длины. Тип кабеля. Выбор типа кабеля производится с учетом параметров флюида, температуры в забое и пространственных ограничений в кольце между НКТ и обсадной трубой Длина кабеля. Полная длина кабеля должна, по меньшей мере, на 30 м превышать замеренную глубину установки насоса, что позволит выполнить поверхностные соединения на безопасном расстоянии от скважины. Условия установки клямс, протекторов, обратных клапанов, сбивного клапана описаны в главе «Спуск УЭЦН в скважину» Трансформаторы Трансформаторы предназначены для питания установок погружных центробежных насосов от сети переменного тока напряжением 380 или 6000 В частотой 50 Гц. Трансформатор и комплектное устройство (станция управления) преобразуют напряжение промысловой сети до величины, обеспечивающей оптимальное напряжение на зажимах эл. двигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосной установки и ее защиту при аномальных режимах. Пример расчета напряжения отпайки. 2 Дано: ПЭД 125-117, Uном=2000В, Iном=50А, кабель 16 мм , L= 2400м. - глубина спуска. Расчет: Uотпайки = Uном.дв. + L / 100 * Uп.каб. + Uп.су = 2000 + 2400м / 100м * 10В + 30В = 2270В. Uп.каб. – напряжение потерь в кабеле. Uп.су – напряжение потерь в станции управления. Потери напряжения в погружном кабеле (в вольтах на 100м) Ток двигателя, А Сечение кабеля 20 25 30 35 40 45 50 55 60 10 мм 2 5 6,5 8 10 11,5 13 15 16,5 18 16 мм 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 25 мм 2 2 2,5 3,5 4 4,5 5,5 6 7 7,5 9 35 мм 2 1,3 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 Выбор вариатора частоты При вышеописанных или иных условиях откачки следует также рассмотреть целесообразность применении погружной насосной системы с регулируемой частотой. Например, если параметры скважины точно не известны, то вариатор переменной частоты эффективно превращает один насос в целое семейство насосов. Таким образом, можно выбрать насос для ожидаемого диапазона эксплуатационных режимов и откорректировать его параметры после сбора дополнительных данных. Система с регулируемой частотой с вариатором переменной частоты позволяет улучшить работу насоса и других случаях, например, при большой загазованности скважин, в скважинах с абразивной средой, в низкодебитных скважинах и т.п. Система обеспечивает плавный пуск, предотвращает прерывистые режимы работы, устраняет газовые пробки, изолирует оборудование от переходных процессов в линиях электропередач, сводит к минимуму нагрев зоны забоя. Пропускная способность системы НКТ При выборе лифта необходимо учесть следующее: Гидростатическая составляющая напорной характеристики насоса должна составлять не менее 90%, следовательно, если это условие не соблюдается, то видимо, проблемы связаны с НКТ. Возможно, 28 Особенности эксплуатации УЭЦН нужно либо сменить трубы на трубы с большим диаметром, либо убрать из системы ненужные механические препятствия вроде комбинированной колонны с переменным диаметром труб, профильных патрубков, убрать дублирующие обратные клапаны, либо провести очистку наслоений солевых или парафиновых отложений на стенках НКТ. С другой стороны, при выборе НКТ следует учесть возможность спуска и работы кабеля в межтрубном пространстве, что является сдерживающим фактором при выборе диаметра НКТ. В колонне НКТ устанавливается обратный клапан для предупреждения обратного вращения вала насоса при выравнивании уровня в трубном и затрубном пространстве, а также для облегчения запуска насоса после остановок. Рекомендуется устанавливать обратный клапан на второй или третьей трубе для того, чтобы избежать срыва подачи при запуске из-за газа, который собирается в верхних ступенях при остановках. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ. ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ И СПУСК УЭЦН Качество подготовки оборудования, скважины, околоскважинной территории, а также проведение глушения скважины, монтажа и спуска УЭЦН в скважину имеют решающее значение в безотказной работе установки. Основное правило – мелочей нет, всё важно!!! Подготовка площадки для наземного оборудования, приема и монтажа УЭЦН, размещения оборудования для ремонта скважин производится в соответствии с проектом обустройства кустовых площадок, следует учесть следующие требования: • для размещения наземного электрооборудования (НЭО) в соответствии с проектом обустройства кустов скважин, на расстоянии не менее 25 м от скважины, должна быть подготовлена специальная площадка; • Площадка для размещения НЭО должна быть установлена горизонтально, выше уровня затопления в паводковый период; • Площадка у скважины должна позволять свободно монтировать и демонтировать НЭО автокраном, к ней должны быть обеспечены беспрепятственные подъезды; • В 10-25 м от устья скважины должна быть установлена клеммная коробка (КК); • Силовые кабели шкафа внешних подключений (ШВП) до станции управления (СУ) УЭЦН и от трансформаторной подстанции (ТП) 6/0.4 до СУ должны быть проложены по эстакаде либо заглублены не менее чем на 0.5 м в грунт; • Производится подготовка площадки для проведения ремонтных работ; • Подготавливается скважинное оборудование. Подготовка установки к спуску в скважину Предприятие добычи заказывает рассчитанную установку в ЭПУ–сервис, указывается тип насоса, сроки и место установки (скважина). Передается график движения бригад текущего и капитального ремонта. «ЭПУ-Сервис» разрабатывают таблицы комплектации оборудования УЭЦН, подбирает к насосу погружной электродвигатель, комплектует газосепаратором и другим оборудованием. Номера и типы узлов скомплектованной УЭЦН заносятся в эксплуатационный паспорт, паспорт сопровождает УЭЦН на всех этапах от монтажа до возврата на ремонтную базу. Двигатель, насос, гидрозащита, обратный клапан, кабельная линия, должны пройти перед отправкой на Доставка и разгрузка насосного оборудования скважину полный цикл испытаний в соответствии с производится специальной техникой техническими условиями. Результаты испытаний фиксируются в паспортах узлов ЭПУ. После комплектовки установка собирается и проводится испытание со снятием всех характеристик. Установка погружного центробежного насоса при таких грандиозных показателях как напор, к примеру, 2000 м. или подача 250 кубометров в сутки, имеет диаметр всего около десяти сантиметров и поэтому механизм её очень хрупкий. Транспортировка его требует большого внимания. Доставка УЭЦН на скважину производится только на специально оборудованном транспорте, с обязательным закреплением узлов всеми предусмотренными приспособлениями. 29 Особенности эксплуатации УЭЦН Разгрузка погрузка УЭЦН на скважине осуществляется с использованием грузоподъемных устройств. Для приема оборудования мостки подъемной установки должны быть чистыми, готовится к работе автонаматыватель. Схема расположения оборудования, агрегатов, приспособлений при смене УЭЦН в скважине Подготовка скважины Комплекс подготовительных работ перед производством ремонта производится в следующей последовательности: • Производится выдача задания (плана) на ремонт скважины • Производится прием скважины в ремонт • Производится планировка территории вокруг 15м скважины для расстановки оборудования, сооружают, при необходимости, якори. 10м • Останавливают скважину и производят ее глушение • Производится передислокация оборудования ремонтной бригады 40м • Расставляют оборудование и производят монтаж 25м подъемного агрегата • Производится подъем мачты подъемного агрегата и монтаж рабочей площадки 20м • Производится разборка устьевого оборудования и 40м 40м монтаж ПВО. Следует обратить особое внимание на следующие аспекты: Глушение скважины производится необходимым количеством циклов, не допуская глушения в пласт (в лоб). Плотность жидкости глушения должна быть такой, чтобы столб жидкости не обеспечивал репрессии на пласт более 5 -10%. Замеры плотности должны осуществляться в течение всего цикла закачки ЖГС в скважину. Жидкость глушения на растворном узле должна проверяться на содержание количества взвешенных частиц (КВЧ) с отметкой в журнале. ЖГС должна быть обработана спецдобавками для снижения Скрепер через переводник вредного воздействия на ПЗП. соединяется с насосноПроцесс глушения определяет всю последующую работу компрессорными трубами скважины и напрямую влияет на вывод установки на режим. Все или бурильными трубами и спускается в скважину к отклонения от технологии глушения приводят к блокированию интервалу очистки, как или уменьшению притока жидкости из пласта и следственно к правило в нижнюю его зону. перегреву погружного электродвигателя. При этом лезвия ножа Трансформатор Стация управления Якорь Кабельная эстакада Якорь Автовымотка Инструментальная будка Инструменталь ная Прожектор Прожектор Приемный мост и стеллажи блок ГСМ Подъемный агрегат ППУ Доливная емкость Якорь Якорь Площадка для спецтехники Вагон- АЦН Вагон- Бытовые и служебные вагоны направлены вверх - очистка производится снизу вверх. На скважинах, подготавливаемых к эксплуатации установками Создается избыточное ЭЦН необходимо: давление жидкости от 10 до § Очистить внутренние стенки обсадной колонны в 50 атм и производится интервале установки насоса скрепером (см. приложение 1) подъем на длину рабочей трубы. Очистка колонны на § Тщательно промыть с допуском НКТ (косой срез) до подъем одной трубы (свечи) глубины ниже нижних отверстий перфорации до повторяется 3-5 раз, при искусственного забоя, (объем промывочной жидкости не этом спуск скребка вниз в менее 2 объемов скважины, темп прокачки не менее 13 первоначальное положение производится без давления. л/сек, окончание промывки после прекращения выпадения С целью упрощения осадков «до чистой воды»). Промываются также скважины технологии и сокращения перед каждым спуском УЭЦН, у которых содержание времени на очистку мехпримесей в жидкости больше допустимой нормы (0,1 колонны, т.е. очистка производится как снизу г/л). Очень эффективны для очистки забоя вакуумные вверх, так и сверху вниз гидрожелонки (см. приложение 2). Принцип их действия путем спуска в скважину основан на том, что в скважину спускается желонка, двух скребков, соединенных оснащенная специальным клапаном. При спуске клапан между собой патрубком. закрыт и во внутреннее пространство скважинная жидкость не поступает. После спуска гидрожелонки на забой производится открытие клапана и скважинная жидкость из затрубья устремляется в трубное пространство, подхватывая осадки с забоя. • Прошаблонировать до интервала установки УЭЦН. Спуск шаблона производится для проверки проходимости установки в местах искривления скважины. Длина шаблона должна соответствовать длине УЭЦН, но не менее 18 м; шаблон должен быть сплошной, жесткой конструкции. Диаметр шаблона выбирается в зависимости от типоразмера установки (см. таблицу 1). • 30 Таблица 1. Диаметры шаблонов Группа установки Максимальный диаметр УЭЦН, мм Мин. внутренний диаметр обсадной колонны, мм Диаметр шаблона, мм ЭЦН-5;ПЭД-103-В5 ЭЦН-5;ПЭД-117-ЛВ5 ЭЦН-5А;ПЭД-117-ЛВ5 116,4 119,6 126 121,7 123,7 130 Особенности эксплуатации УЭЦН 117 120 127 Диаметр и длина шаблона, используемого при подготовительных работах, указываются в плане работ и паспорте-формуляре. Эксплуатирующиеся УЭЦН скважины должны иметь зумпф не менее 2 метров, в случае его отсутствия необходимо произвести очистку забоя. Рекомендуется в процессе подготовки (после промывки забоя) провести обработку призабойной зоны пласта (например, кислотная обработка, обработки растворителями, виброобработки и т.п.) Подготовка НКТ Очень важное значение при работе УЭЦН имеет состояние труб. К сожалению, современная практика далека от идеала по контролю движения НКТ, их подготовки. Подготовка насосно-компрессорных труб (НКТ) осуществляется в соответствии с РД 39-2-132-78. На трубной базе производятся гидравлические испытания, шаблонировка, маркировка и сортировка труб, а также калибровка резьб. Непосредственно на скважине осуществляется наружный осмотр, повторное шаблонирование, укладка труб в порядке спуска в скважину и замер их длины. (См. Приложение 3) Кабельный ролик подвешивается на высоте 5-6м, радиус ролика не менее 420мм Автонаматыватель располагается на расстоянии не менее 15 м от устья, через каждые 2-3м устанавливаются подставки под кабель Транспортировка труб на скважину производится специальным транспортом. При погрузке между рядами труб прокладываются деревянные прокладки, предохраняющие трубы от ударов. При этом концы труб не должны свешиваться или выступать за габариты транспортного средства более, чем на 1метр. При разгрузке и укладке труб у скважины необходимо, чтобы муфтовые концы были обращены к устью скважины. При этом не допускается сбрасывание труб, ударение друг о друга, перетаскивание волоком. При подготовке труб необходимо иметь запас из расчета на каждые 1000 - 50м дополнительного резерва. При визуальном осмотре труб на скважине определяется состояние наружной поверхности трубы, муфты и их резьбовых частей. Шаблонирование труб необходимо производить специальным шаблоном при подъеме труб с мостков для спуска в скважину. Подготовленные трубы необходимо уложить штабелями на стеллажи в порядке очередности спуска в скважину, а между рядами поместить деревянные прокладки. Торцы муфт каждого ряда труб должны находиться на одной общей прямой линии, а последующие вышележащие ряды - ступенчато отступать от каждого уложенного ряда на длину муфты. Измерение длины трубы необходимо производить от свободного торца муфты до конца резьбовой части трубы с помощью проверенной стальной рулетки. Все сведения о подготовленных к работе трубах должны быть занесены в журнал "Мера труб". Подготовка оборудования Подъемный агрегат, оборудование и инструмент для ремонта скважин устанавливается в соответствии со схемой расстановки оборудования при ремонте скважин. Мостки, НКТ и площадка на устье скважины должны быть очищены от песка, грязи и парафина, должно быть подготовлено место для разгрузки узлов УЭЦН, в темное время освещенность устья должна быть не менее 100 лк, кабельный барабан не менее 13 лк, талевая система - отцентрирована относительно оси устья скважины. Это тоже очень важный момент, т.к. отклонение спускаемой установки от центра скважины может привести к задиру кабеля. Кабель укладывается на насосе в специальный паз и крепится к корпусу клямсами 31 Особенности эксплуатации УЭЦН Очень ответственен процесс разгрузки оборудования, напоминаю ещё раз – установка очень хрупкая. При разгрузке необходимо оберегать узлы УЭЦН и кабель от ударов и повреждений. Автонаматыватель (см. схему расстановки оборудования на кусте) размещается не менее 15 м от устья скважины в зоне видимости бригады. Продольная ось барабана автонаматывателя должна быть перпендикулярна поперечной оси барабана проведенной через ось скважины. Кабель должен сходить с верхней части барабана. Между устьем скважины и автонаматывателем через 2-3 метра должны быть установлены подставки под кабель высотой около 1 метра, препятствующие контакту кабеля с поверхностью земли. Кабельный ролик подвешивается на мачте подъемника, на высоте 5-6 м, радиус ролика должен быть не менее 420 мм. Оси вращения кабельного Производится проверка на легкость ролика и барабана должны быть перпендикулярны линии, условно вращения валов проложенной от устья скважины к барабану, а центры ролика и барабана должны находиться на этой линии. Монтаж УЭЦН Основным условием качественного монтажа УЭЦН является последовательность, чистота и осознанное выполнение каждой операции согласно технологическому процессу. Монтажник должен знать и четко представлять себе конструкцию, принцип работы и комплектацию монтируемого агрегата. Монтаж УЭЦН производится в соответствии с технологическими инструкциями на производство работ монтажником ЭПУ-сервис и бригадой ТКРС. Бригада ТКРС устанавливает хомуты на головки узлов УЭЦН, поднимает узлы над устьем скважины после готовности монтажника «ЭПУ-Сервис» к выполнению операций, разматывает и прокладывает погружной кабель от автонаматывателя до устья скважины. При этом не допускается попадание песка, грязи на узлы УЭЦН, кабель. После размещения узлов на мостках, сверяются номера узлов, в паспорте делается пометка о произведенной сверке. Монтаж ПЭД осуществляется посекционно. После соединения ПЭД с компенсатором залить масло в двигатель, проверить наличие «звезды», соединив вместе жилы на конце кабеля. Разъединив жилы, проверить величину сопротивления между каждой из трех жил и броней (в норме не менее 200 МОм), проверить токоввод. Соединить удлинитель кабеля с головкой ПЭД. Опрессовать систему – двигатель, муфта кабеля, нижнее фланцевое соединение ПЭД – маслом при давлении 3 атм в течение 5 минут. Далее ПЭД соединить с протектором. После соединения с предыдущей секцией производится проверка на легкость вращения валов. Кабель крепится к телу протектора пояса. 0собенности монтажа насоса. Монтаж насоса производится в соответствии с Руководством по эксплуатации УЭЦНМ. Монтаж производится секционно, проверяется свободное вращение вала, к корпусу крепится кабель. Ниже перечислены особенности монтажа насоса, требующие повышенного внимания. Предусмотренные для защиты удлинителя кабеля направляющие должны располагаться на секциях насосов на одной линии. Перед стыковкой каждой секции насоса необходимо проверять вращение валов отдельных секций и всей сборки. Валы отдельных секций должны проворачиваться равномерно (без заеданий) с моментом вращения не более 0,6 кг.м (усилие не более 4 кг на ключе длиной 15 см). Перед соединением каждой секции насоса должно проверяться свободное вхождение шлицевых муфт на шлицевые концы валов насосов в трех положениях, а также наличие и состояние резиновых уплотнительных колец 32 Монтаж насоса Затяжку резьбовых соединений фланцев узлов насоса производить с моментом 5,5 ± 0,27 кг.м (усилие 35-39кг на ключе длиной 15см), При свинчивании кабель отводить в сторону от рабочей зоны На расстоянии 25-30см от муфты кабель фиксируется к телу трубы клямсами Особенности эксплуатации УЭЦН Плоский удлинитель кабеля должен быть закреплен поясами на расстоянии 300 - 350 мм от каждого фланцевого соединения узлов, а также посредине насоса, при этом "замок" крепежного пояса должен располагаться в " тени ", не увеличивая габарит насосного агрегата. Сростка удлинителя кабеля на НКТ фиксируется двумя крепежными поясами на расстоянии 300350мм от сростки. Затяжку резьбовых соединений фланцев узлов насоса необходимо производить с моментом 5,5 ± 0,27 кг.м (усилие 35-39кг на ключе длиной 15см), не допуская чрезмерного усилия и поломки крепежа и инструмента. Установить обратный сливной клапаны над насосным агрегатом. Производится запись в эксплуатационный паспорт УЭЦН замечаний по электроизмерениям, трансмиссии, работе бригады ПРС, и др.. Спуск УЭЦН в скважину Глубиной спуска УЭЦН, указанной в эксплуатационном паспорте, является зона приема насоса. На второй или третьей трубе устанавливается обратный клапан Оборудование устья скважины. Герметизация кабельного ввода. Перед началом спуска все члены бригады, участвующие в процессе спуска, должны быть ознакомлены (проведен инструктаж с записью в журнале регистрации инструктажей на рабочем месте) с картой спуска УЭЦН. Скорость спуска не должна превышать 0,25 м/сек (~35 сек на 1 НКТ), а при прохождении УЭЦН через отмеченные в плане работ участки кривизны с темпом набора более 30' на 10 метров, скорость не должна быть выше 0,1 м/сек (1 НКТ примерно за 1,5 минуты). Ограничения по темпу кривизны установлены по траектории спуска (проходимость установки при спуске, определяется шаблонированием) не более 2о на 10 метров и по месту установки насосного агрегата (условия работы) не более 3' на 10 метров. Проворачивание УЭЦН и колонны подвески при спуске в скважину недопустимо, для этого крюкоблок подъемника должен быть застопорен от вращения. Кабельный ролик должен быть подвешен на мачте подъемного агрегата при помощи цепи или на специальной канатной подвеске. Размотка кабеля с барабана должна быть механизирована. Барабан и кабельный ролик по отношению к устью скважины должны быть установлены в одной вертикальной плоскости. Кабель при спуске не должен касаться элементов конструкции мачты подъемного агрегата. При спуске кабель от автонаматывателя до устья должен быть постоянно провисшим под собственной тяжестью, но при этом не допускается волочение кабеля по земле. При свинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу. На расстоянии 250-300 мм выше и ниже каждой муфты НКТ и каждого сростка кабель необходимо крепить стальными поясами (клямсами) не допуская при этом «слабины» и провисов кабеля внутри скважины. Клямсы затягивать до момента начальной деформации брони. Пряжку клямсы располагать в свободном пространстве между НКТ и кабелем, но ни в коем случае не на поверхности кабеля, загнутый конец клямсы плотно прижать к пряжке. После окончания спуска замеряется сопротивление изоляции УЭЦН (не менее 5 МОм) Обратный клапан в сборе со шламоуловителем устанавливается над УЭЦН через 2-3 НКТ. Сбивной клапан установить на третьей НКТ (2.5“), выше установки, сам сбивной ввертыш должен быть изготовлен из бронзы или стали и загерметизирован в отверстии корпуса клапана резиновым (свинцовым) кольцом. Через каждые 200 м спуска, проверяется сопротивление изоляции УЭЦН мегомметром (напряжение не менее 1000 вольт). При снижении сопротивления изоляции ниже 1 МОм необходимо прекратить спуск, представитель «ЭПУ-Сервис» принимает решение о возможности дальнейшего спуска или необходимости подъема установки. После окончания спуска замеряется сопротивление изоляции УЭЦН (не менее 5 МОм) до и после герметизации сальникового ввода. Свободный конец брони кабеля закрепляет под гайкой устьевой 33 Особенности эксплуатации УЭЦН арматуры на нижнем фланце и затягивает, прокладывает кабель от устья до станции управления или клеммной коробки. Заполняет эксплуатационный паспорт с указанием количества спущенных НКТ, глубины подвески (по мере труб) и длины кабеля (расположенного вдоль насоса и подвески), вызывает представителя «ЭПУ-Сервис» и цеха добычи нефти для пробного запуска. Приложения Приложение 1. Скрепер Скрепер предназначен для очистки внутренней поверхности обсадных или насоснокомпрессорных колонн от перфорационных заусенцев, ржавчины, цементной корки, парафина и других отложений. Скрепер представляет собой неразъемный трубчатый корпус, на верхнем и нижнем концах которого, выполнены муфтовая и ниппельная присоединительные резьбы. В продольных пазах корпуса установлены, с возможностью радиального перемещения, шесть лезвий плашечного типа с износостойкой закаленной поверхностью режущих кромок. Усилия, прижимающие лезвия к поверхности очищаемой трубы, создаются за счет действия сжатых пружин (по три пружины на одно лезвие). Лезвия располагаются на корпусе в два яруса, по три штуки в каждом, обеспечивая очистку периметра внутренней поверхности трубы. В пазах корпуса лезвия удерживаются разрезным кольцом, закрепленным четырьмя винтами. Очистка колонны производится в процессе спуска скрепера в скважину на бурильных или насосно-компрессорных трубах, при этом лезвия, скользя по очищаемой поверхности, срезают неровности и загрязнения. Приложение 2. Желонка гидростатическая ЖГС Желонка гидростатическая ЖГС предназначена для очистки забоев скважин с низким пластовым давлением от глинистого раствора, шлама, песка, окалины и мелких предметов без промывки. Работа желонки осуществляется за счет перепада давления жидкости между скважиной и статической камерой (3). В качестве статической камеры используются трубы НКТ-89, что дает возможность регулировать силу всасывания за счет изменения длины камеры в полевых условиях. Статическая камера сверху и снизу перекрыта клапанами 1 и 4. Открытие камеры осуществляется при срезе срезных винтов 2 и 5. Усилие среза рассчитано таким образом, чтобы при упоре в забой, вначале срезался винт (4) нижнего клапана. При этом происходит всасывание раствора и различных предметов с забоя скважины через воронку с откидным клапаном (7) в приемную камеру (6). В качестве приемной камеры (6), также используется НКТ-89. При дальнейшем спуске желонки происходит открытие клапана 1 (срез винта 2). При этом статическая камера соединяется со спускаемой колонной, что предотвращает создание в ней избыточного давления при подъеме желонки на поверхность. Удержание содержимого приемной камеры осуществляется за счет воронки с откидным клапаном (7). Патрубки телескопического соединения клапанов имеют шестигранный профиль, что дает возможность передавать крутящий момент до 15 кН*м и применять желонку в компоновке с фрезерующим или ловильным инструментом. Использована графика с сайта компании «Сиб Трейд Сервис» Условный диаметр труб, мм 60 73 73 89 89 102 114 34 Приложение 3. Размеры НКТ и муфт к ним Труба гладкая Внутренний Толщина Наружный диаметр, стенки, диаметр, мм мм мм 60.3 50.3 5.0 73.0 62.0 5.5 73.0 59.0 7.0 88.9 75.9 6.5 88.9 72.9 8.0 101.6 88.6 6.5 114.3 100.3 7.0 Муфта Масса 1 м, кг 6.8 9.2 11.4 13.2 16.0 15.2 18.5 Наружный диаметр, мм 73.0 73.0 108.0 120.6 132.1 Длина, мм Масса, кг 135 135 155 155 205 1.8 2.5 4.1 5.1 7.4 Особенности эксплуатации УЭЦН ВЫЗОВ ПОДАЧИ И ВЫВОД СКВАЖИНЫ НА РЕЖИМ Вызов подачи и вывод скважины на режим – важнейший процесс в работе скважины. Как правило, если вывод на режим прошёл без осложнений, то весь период эксплуатации насосная установка работает без больших проблем. Если перефразировать слова Л.Толстого о семье, то - все хорошо выходящие на режим скважины, работают хорошо одинаково, то установки, имеющие проблемы при выводе проблематичны каждая по-своему. Этим 20% скважин Вам придется уделять 80% времени. Почему процесс вывода на режим является важным? Главная задача при выводе на режим – это не перегреть двигатель насоса. С чем это связано? Давайте посмотрим графики работы насоса: 1. В момент запуска скважина заполнена жидкостью глушения, поэтому насосная установка работает с максимальной подачей и минимальным напором (см. зеленый 3 2 1 график точка1), далее с постепенной откачкой значение подачи снижается, а напорная характеристика растет (см.точку 2 и 3). При этом на синем графике Q – N зависимости подачи от потребляемой мощности видим, что потреблебляемая мощность максимальная. По графику зависимости подачи от КПД (красный график) видим, что работа насоса в «правой» зоне крайне неэффективна. То есть, двигатель работает с максимальной нагрузкой, что естественно, ведет к нагреву двигателя и кабеля. 2. Скважина, как уже отмечалось, заполнена жидкостью глушения, с плотностью, превышающей плотность пластового флюида, следовательно потребляемая мощность возратет на величину разности плотностей ∆Nнас =НQ(ρжг - ρфл)/η, что опять-таки приводит к интенсивному нагреву двигателя; 3. До момента понижения уровня до значений гидростатического давления ниже пластового, не происходит притока флюида из пласта и, следовательно, охлаждения двигателя потоком скважинной жидкости. 4. Призабойная зона пласта насыщена жидкостью глушения под действием репрессии и процесса поршневания при спускоподъемных операциях во время ремонта скважин. Как правило, жидкость глушения представляет собой водный раствор солей, поэтому мы можем говорить о насыщении призабойной зоны водой. Насыщение водой может привести к возникновению «водяных» мостов (см. главу …) т.е. блокированию притока из пласта и как следствие – перегрев двигателя. 5. Ещё один фактор. Работа насоса в среде жидкости глушения происходит в более «жестких» условиях, чем при работе в нефтяной среде, где нефть выступает в качестве смазки подшипников скольжения в рабочих парах. Большее значение трения вызывает большее потребление мощности двигателя и следовательно перегрев. 6. Не следует забывать, что пусковые токи имеют пиковые значения кратные рабочим. Поэтому включение-выключение установки, конечно же, нужно сводить к минимуму. Мы видим, что множество факторов ведут к перегреву двигателя, поэтому проектирование процесса вывода на режим надо начинать с проектирования процессов подбора, подготовки оборудования, глушения и ремонта скважин. Наибольшие риски возникают при тех операциях, которые проводятся в процессе передачи от одного исполнителя к другому или выполняются двумя или несколькими подрядчиками. Это монтаж УЭЦН, глушение, подготовка НКТ, проведение ремонтных работ (СПО), проведение обработок ПЗП и, конечно же, вывод на режим. Поэтому современные требования очень высоки в области организации производства, слаженной работы сервисов и промысла. Подготовительные работы Перед началом работ по выводу на режим следует ознакомиться и записать в карту вывода параметры УЭЦН: • Тип УЭЦН, напор, тип ПЭД, габарит ПЭД, 35 • • • • • Особенности эксплуатации УЭЦН номинальный ток, ток холостого хода, номинальное напряжение, глубину спуска насосной установки (положение приема), диаметр НКТ, диаметр эксплуатационной колонны. проверить исправность наземного оборудования; произвести опрессовку НКТ на давление указанное в технологическом регламенте (60 кг/см2). После окончания спуска бригада ПРС замеряет сопротивление изоляции УЭЦН (не менее 5 МОм) до и после герметизации сальникового ввода. Свободный конец брони кабеля закрепляется под гайкой устьевой арматуры на нижнем фланце и затягивается, прокладывается кабель от устья до станции управления или клеммной коробки. Заполняется эксплуатационный паспорт с указанием меры труб и длины кабеля, расположенного вдоль насоса и подвески), вызываются представители «ЭПУСервис» и цеха добычи нефти для пробного запуска. Перед запуском установки произвести опрессовку НКТ на давление 60 кг/см2. Опрессовка лифта производится агрегатом ЦА-320 в трубное пространство или насосной установкой при закрытой трубной задвижке. При опрессовке агрегатом: • Собрать линию от агрегата к фонтанной арматуре; • Соединить линию с трубным пространством; • При закрытой трубной задвижке произвести испытание линии при давлении 60 кг/см2 в течение 5 минут; • Открыть трубную задвижку, произвести испытание колонны НКТ; При опрессовке насосной установкой: • Закрыть трубную задвижку; • Включить установку, произвести испытание; Если в течение 10 минут давление опрессовки не изменилось, следует считать колонну HKT герметичной. По итогам опрессовки лифта принимается решение об окончании ремонта. Составляется акт Вывод скважины на режим Замеряется статический уровень. Фиксируется время запуска, а также время появления подачи на устье. Определяется производительность насоса. Определение соответствия работы установки проектному режиму Правильность вращения установки проверяется по величине подачи насоса, буферного давления, рабочего тока. Максимальное время появления подачи рассчитывается из условия, что уровень жидкости в НКТ может снизиться до статического уровня в скважине. Время работы насоса для заполнения трубного пространства НКТ определяется делением объема трубного пространства НКТ до статического уровня скважины на производительность насоса: Объем НКТ Время появления подачи = Производительность насоса Подача УЭЦН на устье скважины должна появиться через указанное ниже время после запуска насоса в зависимости от типоразмера установки, диаметра НКТ и статического уровня при минимальной производительности насоса, ниже которой эксплуатация УЭЦН запрещается. • • • • Произвести замер статического уровня; Засечь время включения установки; После появления скважинной жидкости на устье скважины определить время; Сравнить фактическое время со значением в таблице, Например, запущена установка УЭЦН-80, статический уровень составил 385 м; время появления подачи составило 15 минут. Значит, установка работает в соответствии с техническими характеристиками. 36 Особенности эксплуатации УЭЦН Тип ЭЦН ЭЦН5-20 ЭЦН5-50 ЭЦН5-80 ЭЦН5-125 ЭЦН5-200 ЭЦН5А-250 Диаметр НКТ, дюйм Замеряется статический уровень Включается насос. Определяется динамический уровень. Рассчитывается подача насоса. Если за время, указанное в таблице 2, подача не появилась, то дальнейшие работы по запуску установки прекращаются. Данный факт сообщается в ЦДНГ и «ЭПУ-Сервис» для принятия решения по дальнейшим действиям и определению причин отсутствия подачи. Минимально допустимая производит-ть, 3 м /сут При ожидании вызова подачи УЭЦН 20 несмотря на то, что время ожидания подачи, указанное в таблице, не вышло, необходимо через 1 час Таблица 2 .Время появления подачи УЭЦН на устье работы остановить установку для охлаждения ПЭД скважин после запуска не менее, чем на 1 час. 100 200 300 14 2,0 21 42 63 83 2,5 31 62 93 124 2,0 9 18 27 36 2,5 13 26 39 52 2,0 5 10 15 20 2,5 8 16 24 32 2,0 3,5 7 10,5 14 2,5 5 10 15 20 2,0 2 4 6 8 2,5 3 6 9 12 2,0 1,7 3,4 5,1 6,8 2,5 2,5 5 7,5 10 2,0 1,1 2,2 3,3 4,4 2,5 1,7 3,4 5,1 6,8 2,0 0,9 1,8 2,7 3,6 2,5 1,3 2,6 3,9 5,2 35 56 87 139 174 ЭЦН5А-400 258 ЭЦН5А-500 347 Время появления подачи на устье после запуска (минуты) при статическом уровне (м) 400 Рис. Определение соответствия работы установки проектному режиму Динамический уровень не должен снижаться ниже 300-400 метров. Контролируется дин. уровень. Строится КВУ. Определяется дебит скважины. Через час работы остановить установку для охлаждения ПЭД. Установка запущена, идет отбор жидкости глушения. Производится контроль динамического уровня. Скважина заглушена, произведен спуск установки Замеры динамического уровня и дебита УЭЦН должны производиться через каждые 15 минут. После запуска через один час работы УЭЦН отключить установку для охлаждения электродвигателя на время, указанное в регламенте на проведение работ. Произвести замер КВУ (кривая восстановления давления). Замер восстановления уровня производить через каждые 15 минут. Определить по результату KBУ приток из пласта. (Приток из пласта будет равен объему межтрубного пространства между замеренным динамическим уровнем и восстановившимся уровнем за определенный период времени). Если уровень остается на прежнем месте, то приток из пласта отсутствует и, следовательно, отсутствует охлаждение электродвигателя насоса. Определение притока по кривой восстановления уровня 37 Особенности эксплуатации УЭЦН 3 2 Например, на скважине с 146мм эксплуатационной колонной спущена установка ЭЦН на 73мм НКТ, изменение уровня за 15 мин составило 70м, следовательно приток из пласта составляет 56,4м3/сут 7 0,7 9,5 8,6 6,5 5,6 8 0,8 10,8 9,8 7,5 6,5 9 0,9 12,2 11,0 8,4 7,2 10 1,0 13,5 12,3 9,3 8,1 20 2 27,1 24,5 18,7 16,1 30 3 40,6 36,8 28,0 24,2 40 4 54,2 49,0 37,4 32,2 50 5 67,7 61,3 46,7 40,3 60 6 81,2 73,6 56,0 48,4 70 7 94,8 85,8 65,4 56,4 80 8 108,3 98,1 74,7 64,5 90 9 121,9 110,3 84,1 72,5 100 10 135,4 122,6 93,4 80,6 110 11 148,9 134,9 102,7 88,7 120 12 162,5 147,1 112,7 96,7 130 13 176,0 159,4 121,4 104,8 140 14 189,6 171,6 130,8 112,8 150 15 203,1 183,9 140,1 120,9 160 16 216,6 196,2 149,4 129,0 Если Поводятся замеры динамического уровня. По разнице уровней производится расчет притока из пласта Приток из пласта будет равен объему межтрубного пространства между замеренным динамическим уровнем и восстановившимся уровнем за определенный Изменение Изменение Приток из пласта м /сут. уровня в давления на период времени. Экспл. колонна 168 мм. Экспл. колонна 146 мм. затрубном приеме Если уровень остается на пространстве насоса за 15 НКТ 60,3 НКТ 73 НКТ 60,3 НКТ 73 за 15 мин., м. мин., кг/см . мм. мм. мм. мм. прежнем месте, то приток из 1 0,1 1,4 1,2 0,9 0,8 пласта отсутствует и, 2 0,2 2,7 2,5 1,9 1,6 следовательно, отсутствует 3 0,3 4,1 3,7 2,8 2,4 4 0,4 5,4 4,9 3,7 3,2 охлаждение электродвигателя 5 0,5 6,8 6,1 4,7 4,0 насоса. 6 0,6 8,1 7,4 5,6 4,8 170 17 230,2 208,4 158,8 137,0 приток из 180 18 243,7 220,7 168,1 145,1 пласта меньше 190 19 257,3 232,9 177,5 153,1 200 20 270,8 245,2 186,8 161,2 допустимого (Таблица 2) не более, чем через час работы установку ЭЦН необходимо остановить на охлаждение электродвигателя ( минимум 1.5 часа). Тип ЭЦН: 3 Q-м /час: Q-л/мин Т (мин) 5 10 20 60 Э-20 0.83 14 Э-50 2.1 35 Э-80 3.3 56 5.2 10.4 21 62 13.2 26 53 158 20.7 41 83 250 Э-125 Э-200 Э-250 5.2 8.3 10.4 87 139 174 Снижение динамического уровня (м): 32.6 52 65.2 65 104 130 130 210 260 390 625 782 Э-400 16.7 278 104.6 209 420 1256 Таблица 2 Э-500 20.8 347 130.3 261 520 1564 Если приток из пласта больше допустимого, время работы установки без остановки на охлаждение электродвигателя не ограничивается, при этом снижение динамического уровня менее 400-500 метров до приема не допускается. При снижении динамического уровня ниже 400-600 метров до приема насоса УЭЦН необходимо остановить на накопление. Откачку жидкости из скважины с контролем восстановления уровня производить до стабилизации подачи и динамического уровня при достаточной скорости охлаждения двигателя. В процессе вывода регулярно контролировать показания дебита, динамического уровня, токовой нагрузки, напряжения питания, сопротивления изоляции, буферного и затрубного давлений. Если приток скважины не обеспечивает минимального дебита, то освоение ведется периодическим включением насоса. Время работы и простоя определяется из анализа циклов откачки и восстановления уровня. Установки производительностью 20-60 м3/сут можно поставить на периодическую эксплуатацию. Косвенным показателем нормальной работы УЭЦН служит скорость падения динамического уровня в скважине (при условии, что пласт не работает, газа нет). На практике принимаются следующие объемы (м3) 100 метровых участков обсадной колонны: § 5” колонна без НКТ - 1.33 м3; 3 § 5” колонна - кольцевое пространство между стенками колонны и стенками НКТ 2.5” - 0.9 м , 3 § то же для НКТ 2”-1.05 м ; 3 § 6” колонна без НКТ - 1.77 м ; § 6” колонна - кольцевое пространство между стенками колонны и стенками НКТ 2.5”-1.35 м3. 38 Особенности эксплуатации УЭЦН После охлаждения ПЭД производится запуск УЭЦН в работу. Через 1-2 часа работы УЭЦН устанавливают защиты с учетом показаний приборов. Заносятся данные в эксплуатационный паспорт и паспорт СУ после чего пломбируется СУ и передается эксплуатационный паспорт УЭЦН представителю цеха добычи нефти. Скважина считается вышедшей на режим работы в том случае, если дебит ее соответствует рабочей характеристике насоса, динамический уровень установился на постоянной отметке, объем жидкости отобранной из скважины, равен двум объемам ее обсадной колонны, но не менее 2-х объемов использованной при ремонте скважины жидкости глушения. Работа УЭЦН в периодическом режиме не считается режимной работой. Особенности вывода на режим с помощью частотного преобразователя Современные станции управления комплектуются частотными преобразователями (вариаторами частоты), которые дают возможность изменять скорость вращения вала насоса, тем самым изменяя параметры работы установки. Запуск в работу и вывод на режим электропогружных насосов с применением регулируемого привода позволяет: • плавно запустить УЭЦН, уменьшая пусковые токи, менять направление вращения ПЭД без полной остановки привода (не на всех модификациях частотных приводов), на пониженных частотах обеспечивать щадящие режимы работы для кабеля и двигателя; • добиться снижения депрессии на пласт путем ограничения (или сведения к минимальной) производительности насоса; • производить вывод на режим автоматически по заданной программе с плавным увеличением частоты шагом от 0,1 Гц в период времени от 1 секунды до 2,5 часов, снижая возможность залпового выброса механических примесей (не на всех модификациях частотных приводов); • производить запуск заклинившей установки методом «расклинки» в обоих направлениях вращения с различными настройками параметров привода (не на всех модификациях частотных приводов); • временно повышать мощность электродвигателя насоса, путем повышения напряжения, что снижает рабочий ток и помогает насосу работать в ситуациях, когда содержание механических примесей превышает норму. Данный режим возможен без остановки двигателя путем изменения значения базовой скорости частотного преобразователя (не на всех модификациях частотных приводов). Согласно результатам испытаний по термодинамике и вибродиагностике работа на частотах ниже промышленной частоты характеризуется меньшими значениями нагрева и вибрации погружного оборудования. Допускается продолжительная работа погружного двигателя в диапазоне частот 40-60 Гц, при условии обеспечения запаса мощности ПЭД (работа насоса с повышенной частотой вращения ротора). Допускается пуск импортных погружных электродвигателей (REDA, Centrilift) с частоты 35Гц. Планируя выполнение работы с УЭЦН на разных частотах необходимо учитывать, что при изменении частоты изменяются параметры работы погружного насоса (закон «подобия»), а именно: § производительность насоса ЭЦН – изменяется линейно (прямо пропорционально изменению частоты); Q = Q50*F/50, где Q – расчетная подача; Q50 – подача при 50 Гц; F – расчетная частота. § напор насоса ЭЦН – изменяется в квадратичной зависимости (относительно изменения частоты); 2 Н=Н50*(F/50) , где Н – расчетный напор; Н50 – напор при 50 Гц. § потребляемая насосом ЭЦН мощность - изменяется в кубической зависимости (относительно изменения частоты); N = N50*(F/50)3, где N – расчетная мощность; N50 – мощность при 50 Гц. § мощность двигателя ПЭД – изменяется линейно (прямо пропорционально изменению частоты). 39 Особенности эксплуатации УЭЦН Перед запуском УЭЦН составляется технологическая программа вывода скважины на режим, где указывается: • начальная частота запуска; • параметры набора частоты; • максимальная рабочая частота. При составлении программы вывода на режим с помощью частотного привода необходимо принять во внимание информацию о предшествующей работе данной скважины (причины отказов погружного оборудования, наработки, осложнения). При определении частоты, с которой необходимо запускать УЭЦН, следует учитывать статический уровень жидкости в скважине и определять минимальную рабочую частоту исходя из максимально развиваемого напора установки на данной частоте. При низком значении уровня в скважине запуск на минимальной частоте может не обеспечить подачу ЭЦН продукции на поверхность. При запуске УЭЦН необходимо контролировать рабочий ток, который должен быть не выше 8085% от номинального тока, а в исключительном случае равным номинальному току. Для подтверждения герметичности НКТ необходимо: • опрессовать насосно-компрессорные трубы на давление не более 60 атм. Для этого, исходя из уровня жидкости в скважине, надо рассчитать необходимую частоту для проведения опрессовки по формуле: 60 ⋅ 10 + H ДИН ; [Гц] F = 50 ⋅ Н УЭЦН где Нуэцн – • • • • максимальный напор развиваемый УЭЦН на данной частоте (по напорной характеристике УЭЦН), м; уровень жидкости в скважине, м. Ндин. установить расчетную частоту в зависимости от уровня жидкости в затрубье скважины; произвести опрессовку и зафиксировать Рмах (максимально развиваемое давление при опрессовке), скорость нарастания давления, удерживая Рмах, в течение 30 сек; произвести смену вращения ПЭД; сравнить Рмах и скорости их нарастания. Наибольшее значение давления определяет правильное вращение УЭЦН. Основной порядок и технология вывода на режим скважины, оборудованной частотным приводом, не отличается от технологии вывода скважины с УЭЦН работающей от СУ (на промышленной частоте), которая приведена выше. После вывода скважины на режим с помощью частотного привода и достижения промышленной частоты (50 Гц) ведущим технологом ЦДНГ по согласованию с главным технологом Управления добычи и специалистами УППР принимается решение о дальнейшем повышении частоты и эксплуатации УЭЦН на повышенной частоте (> 50 Гц.) или работе погружного оборудования от СУ. Работу с частотно-регулируемым приводом необходимо осуществлять в соответствии с техническими требованиями по эксплуатации частотного преобразователя персоналом, прошедшим обучение работе с данным оборудованием. 40 Особенности эксплуатации УЭЦН Приложение. Памятка по выводу на режим скважин с применением частотного преобразователя. Перед запуском - перевод скважины на нефть или долив в процессе вывода для облегчения откачки жидкости глушения Включить ЧП, в интерфейсе - ввод № скважины, № куста, уставок ЗП, ЗСП, время автозапуска, отключить режим работы по программе. Изучить паспорт: ЭЦН, параметры ПЭД, кабель, глубину спуска. Замерить сопр.изоляции кабеля, выставить отпайку трансформатора согласно номинальному напряжению ПЭД с учетом потерь в кабеле (приложение) и частотнике (20-30В). Запустить ЧП на холостом ходу (F=50 Гц), замерить выходное напряжение (с применением высоковольтного фильтра), при необходимости изменить номер отпайки. Подключить кабель в ТМПН. ПЭДС 125Uн=2000 v, 51,5 а ПЭДС140Uн=2000 v, 53,5 а REDA 78 kw Uн=2000 v, 33 а ВП Запуск на частоте в зависимости от Нст, но не менее 40 Гц REDA186 kw Uн=2190 v, 71 а REDA186 kw Uн=2350 v, 67,5 а Запуск на частоте в зависимости от Нст, но не менее 35 Гц Выставить защиту по ЗСП. нет Создать перепад на буфере, сменить вращение ПЭД, определить правильность по току, разнице давления Пошла подача да Опрессовать лифт на давление не более 60 атм. на частоте F согласно таблицы 1-я установка ПГРП ? нет да Отказы по мехпримесям Выдержать не менее суток на F=40 гц (для отечеств. ПЭД) с контролем нагрузки, динамического уровня, отбор пробы на КВЧ Отказы по R=0 Работал насосжертва При снижении Нд–контроль наличия подачи, остановить на охлаждение не менее 1 ч., отследить приток. При откачках замеры динам. уровней через 15 мин. Контроль за снижением Нд, не допускать срыва подачи по напору (табл.), при недостаточном напоре поднять частоту на 1-2 Гц, сделать контрольную подпрессовку, следить за изменением Р затр. Поставить на замер дебита. Все данные заносить в выводную карту, передавать технологам.Определить метод вывода. Ступенчатое изменение частоты, (но не более 3 Гц), подстройка ЗСП с изменением нагрузки, продолжительность работы на каждом режиме не менее суток, вплоть до 50 Гц. Отбор проб на КВЧ. На 50 Гц отработать не менее 12 час. Скважина вышла в режим нет R=0, клин, осложнения Сообщить в ГТС, вызвать супервайзера да Замер дебита, перевод на станцию управления (фазировка кабеля, уставки СУ, отпайки ТМПН, запуск от станции управления, оформление документации). Принятие решения, совместные действия. 41 Особенности эксплуатации УЭЦН ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН В различных регионах могут действовать различные регламенты, поэтому в учебном курсе приведем общие требования к процессу. Установка погружного насоса легка в эксплуатации, не требует в процессе работы больших трудовых затрат. В основном, работы сводятся к контролю над эксплуатацией установки и своевременной реакции на отклонения от режима. Поэтому для своевременного обнаружения отклонений необходимо следовать определенным правилам: Поддерживать в порядке и чистоте наземное скважинное оборудование, станции управления, кабельные эстакады, площадки для размещения наземного оборудования УЭЦН, подъездные пути к ним. Давления буферное, линейное и затрубное, работоспособность обратного клапана, а также рабочий ток, сопротивление изоляции и напряжение питания проверяется ежедневно; Еженедельно проверяется режим работы УЭЦН – динамический уровень (не менее 5 замеров с вычислением среднего), дебит (суточный замер для УЭЦН производительностью до 80 м3/сут, и часовой - для УЭЦН производительностью выше 80 м3/сут), отбираются пробы для определения обводненности продукции скважины, при необходимости на КВЧ и шести компонентный состав. Раз в месяц, а также при обнаружении изменения режима работы скважины с УЭЦН, по заявке ЦДНГ электромонтер ЭПУ-Сервиса, совместно с оператором ДНГ, производит проверку и корректировку настройки защит в СУ; Один раз в год проводится планово - предупредительный ремонт наземного электрооборудования (СУ, ТМПН, наземная кабельная обвязка, клеммная коробка) на основании утверждённого графика. При эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, с осложненными условиями (вынос КВЧ, отложение соли или парафина) необходимо проектировать и проводить профилактические мероприятия по очистке и защите погружного оборудования от механических примесей, соли или парафина. Способ и периодичность мероприятий устанавливается инженерной службой промысла; При длительных остановках УЭЦН в процессе эксплуатации запуск в работу производится в соответствии с требованиями по выводу на режим с контролем параметров работы установки (динамического уровня, дебита, давления затрубного, буферного и линейного, рабочего тока, сопротивления изоляции и напряжения) с периодичностью 30 минут. Для каждой скважины период времени остановки УЭЦН, после которого необходимо производить повторный вывод на режим, определяется индивидуально в зависимости от характеристик пласта. ОСТАНОВКИ В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН ЗАЩИТА, ВИДЫ ЗАЩИТЫ В целях обеспечения бесперебойной работы погружного оборудования при его управлении устанавливаются защиты. Защита одна из функций станции управления, обеспечивающая оптимальный режим работы погружного оборудования. При некоторых аварийных режимах станция управления автоматически отключает установку, например, при коротком замыкании в кабеле или двигателе, перегрузке двигателя (с выдержкой времени), значительной недогрузке двигателя, отключении напряжения в питающей сети (с последующим автоматическим запуском при подаче напряжения), недопустимом снижении сопротивления изоляции системы кабель — двигатель. На современных станциях управления устанавливается до семисот видов защит. Разберем основные виды защит, при срабатывании которых происходят остановки УЭЦН: 42 ЗСП - ЗАЩИТА ОТ СРЫВА ПОДАЧИ Срабатывание ЗСП Закрыта или неисправна рабочая задвижка Заморожена фонтанная арматура; Заморожена выкидная линия скважины НКТ забита парафином или солями Забита приемная сетка насоса Нет течения жидкости в линии Срабатывание ЗСП Заклинил или заморожен обратный клапан на ФА, вследствие чего отдавливается динамический уровень Обратный клапан в НКТ расположен близко к приставке насоса, во время остановок в верхних ступенях насоса собирается газ При снижении динамического уровня начинается выделение свободного газа (подача насоса превосходит производительно сть пласта) Попадание в насос свободного газа Срабатывание ЗСП Негерметичность НКТ близко к УЭЦН Забит обратный клапан УЭЦН Недостаточен напор насоса Сломана шлицевая муфта или вал насоса или ГС Проблемы с насосом или лифтом Особенности эксплуатации УЭЦН Когда УЭЦН работает в нормальном режиме, приток приблизительно равен номинальной производительности установки, а динамический уровень стабилен (Ндин = const). В таких условиях рабочий ток Iраб, потребляемый ПЭД должен быть постоянен. В случае, нестабильного притока жидкости, динамический уровень может опуститься до критического уровня, когда подпор необходимый работы центробежного насоса будет недостаточен для подачи жидкости на прием насоса. В этом случае насос перестает перекачивать жидкость и работает вхолостую. Это явление называется срывом подачи. Срыв подачи может быть вызван и другими причинами: • Нет течения жидкости в линии, если o Закрыта или неисправна рабочая задвижка; o В НКТ присутствуют парафиноотложения или соли; o Заморожена фонтанная арматура; o Заморожена выкидная линия скважины; o Забился штуцер • Забита приемная сетка УЭЦН; • Неточно настроена ЗСП; Очень важно выставить точную защиту, иначе частые отключения УЭЦН могут привести к отказу погружного оборудования. Если ЗСП выставлена неточно, то УЭЦН будет либо отключаться слишком рано, когда по какимлибо причинам происходит снижение рабочего тока ПЭД, либо слишком поздно, когда насос работает сам на себя, либо вообще без жидкости. • Попадание в насос свободного газа. o При снижении давления ниже допустимого (т.е. снижение динамического уровня), начинается выделение свободного газа (как правило, это связано с тем, что подача насоса превосходит производительность пласта); o Заклинил или заморожен обратный клапан на фонтанной арматуре, вследствие чего отдавливается динамический уровень возрастающим затрубным давлением, в результате чего происходит остановка по ЗСП; o Обратный клапан в колонне НКТ расположенный близко к приставке насоса приводит к тому, что во время остановок в верхних ступенях насоса собирается газ, что приводит к срабатыванию защиты при запуске насоса; • Недостаточен напор насоса. Динамический уровень пластовой жидкости в скважине больше напора, развиваемого УЭЦН. • Забит обратный клапан УЭЦН. При спуске НКТ должны шаблонироваться, внутренне пространство долно быть чистым. Даже незначительной порции песка осевшей над тарелкой обратного клапана достаточно для перекрытия прохода скважинной жидкости. • Неправильно установлен обратный клапан УЭЦН. Такие случаи довольно редки, но случаются. Бригада ТКРС при монтаже переворачивает вставной обратный клапан, при запуске происходит опрессовка и УЭЦН отключается по ЗСП • Сломана шлицевая муфта или вал насоса или ГЗ. Нарушается трансмиссия УЭЦН. Если будет сломан вал или шлицевая соединительная муфта (даже если не будет вращаться одно из рабочих колес) будет отсутствовать подача УЭЦН. • Негерметичность НКТ близко к УЭЦН. Полезная потребляемая мощность и рабочий ток резко падает до тока холостого хода. В данном случае насос работает «сам на себя». Обычно срыв подачи сопровождается такими последствиями, как плавление кабеля, нарушение герметичности гидрозащиты, электропробой изоляции обмотки статора ПЭД. Для предотвращения таких явлений в СУ предусмотрена защита от срыва подачи (ЗСП). Поскольку при срыве подачи потребляемая мощность существенно ниже, чем в нормальном режиме работы, работа ЗСП основана на 43 Особенности эксплуатации УЭЦН контроле потребляемого тока. В случае достижения критически низкого значения тока СУ отключает УЭЦН. В связи с этим ЗСП иногда называют защитой от недогруза. Проверка работоспособности защиты по срыву подачи. Работоспособность защиты по срыву подачи (ЗСП) проверяется при закрытой затрубной задвижке на ФА. Теоретическое обоснование методики заключается в следующем: потребляемая насосом полезная мощность (затрачиваемая на перекачивание жидкости) определяется по формуле N=(Q х H х ρ) / η (квт.) где: Q - подача ; Н - напор; ρ - плотность перекачиваемой жидкости; η - к.п.д. насоса. Если один из сомножителей ( Q, Н, ρ ) приравнять к нулю, то и потребляемая полезная мощность тоже будет равной нулю, т.е. обеспечится режим холостого хода. Это происходит в следующих случаях: ρ = 0 ( в насосе газ) либо Q = 0 ( нет прохода в линии - закрыта задвижка, запарафинен лифт, заморожена арматура, забита приёмная сетка, недостаточен напор насоса) Сетка приема насоса забита Для настройки нужно добиться режима холостого хода при закрытой осадками неорганических солей задвижке, выставить уставку ЗСП на срабатывание, тогда ЗСП будет отключать УЭЦН и в других перечисленных случаях. Давление опрессовки при проверке работоспособности ЗСП не должно превышать 60 атм. Минимальный динамический уровень, с которого можно производить проверку ЗСП рассчитывается по формуле: Настройка защиты от срыва подачи "на закрытую задвижку" применяется на скважинах, где установлены УЭЦН низкой производительности, ток ПЭД близок к току холостого хода. При работе насоса на закрытую задвижку имитируется режим срыва подачи и непосредственно при этом режиме производится настройка ЗСП. Чтобы давление опрессовки при настройке ЗСП не поднималось выше допустимого (60 атм.), динамический уровень в скважине должен быть не менее: Ндин= Ннас - 600 ( м ), где Ннас – максимальный напор УЭЦН в метрах водяного столба, к примеру, для УЭЦН 50-1300 минимальный Ндин= 1300 - 600 = 700м для УЭЦН 50 - 1700 минимальный Ндин = 1700 - 600 =1100м Ожидаемое давление, которое разовьёт при опрессовке насос динамического уровня ориентировочно можно определить по формуле: Рбуф = (Рнас - Ндин) / 10, (кгс/см2) в зависимости от к примеру, для УЭЦН 50- 1300 и Ндин=900м; Рбуф = (1300 - 900 ) / 10 = 40 кгс/см2. В зависимости от состава жидкости в НКТ время опрессовки может быть от 0,5 мин. для "тяжелого" раствора до 45 мин. для нефти с высоким газосодержанием. Следует помнить, что установкам с небольшой подачей необходимо значительное время до достижения давления опрессовки. При периодическом отборе раствора во время вывода скважины на режим раствор и нефть распределены по стволу скважины слоями. Если настройка ЗСП проведена, в период когда в насосе нефть, а срыв подачи происходит в то время, когда в насосе раствор, то ЗСП не сработает, так как ток холостого хода УЭЦН на растворе больше из-за низких смазывающих свойств жидкости. Поэтому настройку ЗСП на закрытую задвижку необходимо проводить в период времени когда, раствор глушения полностью откачан из скважины. Настройка ЗСП путем расчетов по току холостого хода ПЭД. Данный метод предполагает установку защиты, учитывая ток холостого хода двигателя Iх.х. значение, которого устанавливается в ходе испытаний, и указывается в эксплуатационном паспорте УЭЦН. Для настройки защиты необходимо: • уточнить значения Iх.х. и Iраб. Значение рабочего тока фиксируется на амперметре (ШГС5805) или дисплее контроллера; • помнить что ток холостого хода двигателя после подбора оптимального напряжения (Uдв.опт) будет отличаться от паспортных данных. Фактическая величина Iхх при Uдв.опт. рассчитывается по приближенной формуле: 2 Uдв.опт. −1 Uдв.ном. Iхх ≈ Iхх ном. * 44 ; Особенности эксплуатации УЭЦН Где: Iхх - ток холостого хода при напряжении, отличном от номинального; Iхх ном - номинальный ток холостого хода (по паспортным данным); Uдв.ном. - номинальное напряжение двигателя; Uдв.опт. - оптимальное напряжение двигателя. • для ШГС 5805 также необходимо, опытным путем уточнить порог срабатывания ЗСП (I откл, mA), который может находиться в диапазоне от 2,0 до 2,2 mA. Для этого, вращая подстрочный потенциометр ЗСП фиксируют показания миллиамперметра соответствующие моменту срабатывания защиты; • для ШГС 5805 значение уставки ЗСП рассчитывается по формуле: Iзсп (mA) = Iоткл.(mA) * I раб I х.х.*1,15 Пример: I раб=16А, I х.х.=12А, I откл.=2,1mA Iзсп = 2,1* 16 = 2,43 mA; 12*1,15 Устанавливать уставки срабатывания ЗСП более 2,5 mA не рекомендуется, так как отключение будет происходить при снижении загрузки более 15%, что может привести к выходу из строя погружного оборудования. • для современных СУ отечественного производства, оснащенных контроллером, ЗСП устанавливается в процентах от действующего значения рабочего тока (I раб) и определяется по формуле: ЗСП (%) = I х.х*1,15. * 100% I раб Пример: I раб=21А, I х.х.=14А ЗСП = 14*1,15*100 = 76,6%. Настройка ЗСП по активной составляющей рабочего тока ПЭД При недогрузке электродвигателя по сравнению с рабочим режимом значительно уменьшается момент на валу электродвигателя, в то время как реактивная составляющая тока достаточно велика. Поэтому при недогрузке активная составляющая тока электродвигателя уменьшается в значительно большей степени, чем полный ток. В связи с этим принцип работы защиты от недогрузки основан на вычислении активной составляющей тока (фактической загрузки) электродвигателя и сравнения ее с уставкой, установленной в процентах от номинального активного тока (номинальной загрузки). Поскольку реактивная составляющая мощности не зависит от нагрузки, ЗСП работающая по общему току менее точна, чем ЗСП работающая по активной составляющей тока. Такой принцип позволяет сделать работу защиты от недогрузки более четкой и снизить требования к точности настройки защиты для обеспечения гарантированного отключения электродвигателя при недогрузке. Рекомендуется применять СУ, отслеживающие активную составляющую потребляемого тока, который пропорционален полезной мощности двигателя. Активная составляющая тока вычисляется по формуле: Iа = Iдв. х cosϕ, где Iдв. - измеренное значение полного тока электродвигателя, А; cosϕ - коэффициент мощности, вычисленный по сдвигу фаз между током и напряжением электродвигателя. Номинальный активный ток электродвигателя вычисляется по формуле: Iа ном = Iдв. ном. х cosϕ ном, где Iдв. ном - номинальный ток; cosϕ ном. - номинальный коэффициент мощности. Уставка срабатывания защиты от недогрузки устанавливается в процентах от Iа ном. Фактическая загрузка электродвигателя вычисляется по формуле: Загрузка = Iа / Iа ном. х 100%. Как только фактическая загрузка электродвигателя уменьшится до значения уставки, защита от недогрузки будет приведена в действие. Настройка ЗСП по загрузке погружного двигателя 45 Особенности эксплуатации УЭЦН • Защиту от срыва подачи (ЗСП) при запуске (выводе на режим) выставлять на 15% ниже рабочего тока электродвигателя. Защиту от срыва подачи, при подтверждении вывода скважины на режим (контрольной проверке), выставлять с учётом степени загрузки ПЭД (таблица 1) после подбора оптимального напряжения. • Таблица 1 № п/п Загрузка, % % снижения от величины Iраб Значения уставок ЗСП для различных типов СУ ШГС-5805 Борец, Электон СУА («АЛНАС») «МиниБэус» (НЭК); MDFN, MCP (Reda) 1 70 и более 15 2,5 (2,5) (загрузка) - 15 0,85*Iраб/Iном 0,85*Iраб 2 от 50 до 70 10 2,35 (2,2) (загрузка) - 10 0,90*Iраб/Iном 0,90*Iраб 3 менее 50 5 2,25 (2,0) (загрузка) - 5 0,95*Iраб/Iном 0,95*Iраб (∗) -Для СУ типа ШГС-5805 значение уставок ЗСП указаны для ячеек с порогом срабатывания 2,2 (1,9). В случае нахождения порога срабатывания между значениями 1,9 и 2,2 промежуточные точки (10% и 5%) смещаются пропорционально. (∗∗)-Для СУ, которые не указаны в таблице, защиту от недогруза выставлять согласно технического описания. При определении величины уставки руководствоваться загрузкой ПЭД и соответствующему ей % снижения от величины Iраб (столбцы 2 и 3). • • • • • Загрузку ПЭД определять по соответствующему параметру на контроллере СУ. В случае отсутствия в СУ такой возможности определять как отношение рабочего тока к номинальному току электродвигателя. В случае несоответствия дебита скважины напорной характеристике насоса, а также при наличии признаков выделения газа на приёме УЭЦН допускается уменьшение % уставки срабатывания ЗСП на величину меньшую, чем указано в табл.1. После установки ЗСП настроечный потенциометр ячейки ЯФУ – 0710 СУ типа ШГС – 5805 зафиксировать гайкой. В СУ имеющих функцию «пароль», ввести пароль. Сделать соответствующую отметку в эксплуатационном паспорте и формуляре СУ. Настройку ЗСП на «закрытую задвижку» выполнять только по заявке ЦДНГ. В случае если значение ЗСП при этом оказалось более 15%, установить 15%. Увеличение уставки ЗСП до значения 15-20% допускается только для УЭЦН термостойкого исполнения по согласованию с технологической службой ЦДНГ. ЗП - ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕГРУЗА Защита от перегруза (ЗП) Защита от перегрузки необходима для остановки электродвигателя при работе с рабочими токами, превышающими номинальные, с целью предотвращения перегрева ПЭД и электропробоя обмотки статора. Эти ситуации возникают когда насос испытывает значительные нагрузки, которые связаны со следующими причинами: • Повышенное содержание КВЧ • Интенсивное солеотложение Оба эти случая характеризуются наличием в насосе посторонних примесей, вследствие чего происходит подклинивание из-за чего токи ПЭД резко возрастают в связи с большим сопротивлением вращению вала ПЭД. • Износ оборудования ЗП может срабатывать, если выставлена неточно, тогда УЭЦН будет либо отключаться слишком рано, когда по каким-либо причинам происходит незначительное повышение рабочего тока ПЭД, либо слишком поздно. Настройка защиты от перегрузки осуществляется перед запуском УЭЦН в соответствии с руководством по эксплуатации станции управления. Для станций управления не имеющих контроллера значение уставки по ЗП определяется по формуле: ЗП = Iном./Ктр., где: ЗП – значение уставки на ИП (индикаторе потенциометра), Iном. – номинальный ток двигателя, А; Ктр. – коэффициент трансформации трансформаторов тока. Для станций управления с микропроцессорным управлением (контроллером) значение уставки ЗП определяется по формуле: ЗП = 1,05 * Iном., где: ЗП – значение уставки на ИП (индикаторе потенциометра), Iном. – номинальный ток двигателя, А. Значение уставки времени срабатывания ЗП – 120 секунд. 46 Особенности эксплуатации УЭЦН Подбор оптимального напряжения Оптимальное напряжение на выходе повышающего трансформатора подбирается после откачки раствора глушения и выхода УЭЦН на установившийся режим работы. Подбор осуществляется пошаговым снижением напряжения, т.е. переключением отпаек трансформатора. Схема#1 Сняв показания токов, с помощью простых арифметических операций можно вычислить процент несимметрии токов во всех указанных выше схемах подключения. Схема #1 Схема #2 Схема #3 С = 51А А = 50А В = 50А В = 46А С = 48А А = 49А А = 53А В = 52А С = 51А Схема#2 Схема#3 Источник Пускатель Электродвигатель Рис. 1 –Возможные схемы подключения В процессе снижения напряжения, обязательным является, контроль рабочего тока ПЭД, в случае увеличения тока вернуть переключатель отпаек ТМПН в предыдущее положение. ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕКОСА ФАЗ ПО НАПРЯЖЕНИЮ Защита от перекоса фаз по напряжению, так же как и защита от перекоса фаз по току необходима для стабильной работы ПЭД. Значение перекоса фаз по напряжению не должно превышать 10%. Настройка защиты от перепадов напряжения в питающей сети. Настройка защиты от перепадов напряжения производится с целью стабилизации работы УЭЦН. Для ШГС 5805. Максимальное напряжение: Umax = 420 В. Минимальное напряжение: Umin = 266 В. Для СУ с контроллером. Максимальное напряжение: Umax = 420 В. Минимальное напряжение: Umin = 266 В. Задержка времени срабатывание установить не менее 0,5 секунды. ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕКОСА ФАЗ ПО ТОКУ Настройка защиты от перекоса фаз по току. Защита от перекоса фаз по току необходима для стабильной работы ПЭД, что обеспечит его максимальную наработку на отказ. Рекомендуемый перекос фаз по току не должен превышать 5%. Процент перекоса фаз по току вычисляется по следующей формуле: ∆I = где: I ср ∆I ∆I max × 100 ; I ср – перекос фаз по току (%), ∆I max – максимальное отклонение тока от среднего значения, – среднеарифметическое значение токов фаз. При обнаружении асимметрии токов необходимо измерить значения тока в амперах в каждой фазе при трех вариантах подключения электродвигателя к сети, показанных на рис.1. Наилучшей схемой подключения электродвигателя будет та, при которой процент перекоса фаз по току окажется наименьшим, и при этом электродвигатель будет работать с максимальной эффективностью и надежностью. Примечание. Во избежание смены направления вращения вала электродвигателя в результате изменения схемы его подключения следует производить только в порядке, указанном на рис. 1 Пример расчета оптимального перекоса фаз по току: 1. Сумма трех показаний в схеме #1: С = 51 А В = 46 А А = 53 А Всего = 150 А 47 2. Среднее значение тока: Особенности эксплуатации УЭЦН 150/3 = 50 А 3. Наибольшее отклонение от среднего значения: 50 – 46 = 4 А 4. Процент перекоса фаз по току: (4/50) х 100 = 8% Таким образом, перекос фаз по току в схеме #1 составляет 8%. Вычислив аналогичным способом значения перекоса фаз по току в схемах #2 и #3, получим, соответственно, 4% и 3%. Сравнив полученные значения во всех трех схемах подключения электродвигателя, получим, что наилучший показатель - в схеме #3. Что касается остальных, то в схеме #2 процент несимметрии находится на допустимом уровне, а схема №1 в связи с высоким перекоса фаз по току использована быть не может. Подобное переключение фазных проводов может применяться и в тех случаях, когда необходимо определить, следствием какой причины является перекос фаз по току источником питания или электродвигателем. Если наибольшее значение тока при всех схемах подключения зарегистрировано в одной и той же фазе, это означает, что перекос фаз по току исходит от источника питания. Если же наибольшее значение тока регистрируется в разных фазах в зависимости при различных схемах подключения, то перекос фаз может быть вызван дефектом токоведущих частей УЭЦН или плохим контактом в местах их соединений. ЗАЩИТА ОТ НИЗКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ СИСТЕМЫ «ТМПН – КАБЕЛЬ - ПЭД» Защита от низкого сопротивления системы «ТМПН – Кабель – ПЭД» предназначена для предотвращения электропробоя токоведущих частей системы. Значение уставки низкого сопротивления системы «ТМПН – Кабель – ПЭД» не должно превышать 30 кОм. ЗАЩИТА ОТ ТУРБИННОГО ВРАЩЕНИЯ Защита от турбинного вращения не позволяет запустить УЭЦН, если неисправен обратный клапан УЭЦН и столб пластовой жидкости (при остановке УЭЦН) двигаясь под собственным весом, раскручивает установку в обратном направлении. При запуске УЭЦН помимо пускового момента (для разгона ротора ПЭД) необходимы дополнительные усилия для торможения обратного вращения ротора, и запуска в прямом направлении. В этот момент наблюдается огромный скачек тока и ввиду больших перегрузок может сгореть ПЭД или сломаться вал. Для предотвращения этого защита от турбинного вращения блокирует запуск УЭЦН. Значение уставки 5 Гц. КОНТРОЛЬ ИЗОЛЯЦИИ Остановка по ПКИ (УКИ) (прибор контроля изоляции) возникает при снижении изоляции менее 30 Ком. При обнаружении снижения изоляции необходимо проверить исправность ПКИ (произвести замену). Итак, мы с Вами рассмотрели процесс подбора скважины – кандидата, определили потенциал пласта, подобрали оборудование, подготовили его и скважину к спуску установки. Вывели скважину на режим и произвели установку защит. Надеюсь, что курс поможет Вам эксплуатировать скважины. Всего доброго! 48