Эксплуатация установки электроприводного центробежного насоса

Размещено на http://www.allbest.ru/

Эксплуатация УЭЦН

Мониторинг и эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН

Ежедневный мониторинг работы скважин, оборудованных УЭЦН, осуществляется по системе телемеханики (ТМ), установленной в ЦДНГ. Система ТМ позволяет:

контролировать текущее состояние УЭЦН (в работе или остановлена);

анализировать время и характер работы УЭЦН;

анализировать дебит жидкости по скважине, замеренный в АГЗУ.

Технологическая служба ЦДНГ контролирует состояние фактических параметров работы скважины утвержд?нному геолого-технологическому режиму (дебит по жидкости, динамический уровень, время работы и др.). При выявлении отклонений технолог выда?т задание мастеру ЦДНГ для определения причин отклонения.

Ежедневно оператор ЦДНГ производит осмотр оборудования устья скважины и наземного оборудования УЭЦН:

1) при осмотре устьевой арматуры оператор обращает внимание на следующее:

наличие пропусков жидкости и газа;

проверяет исправность (работоспособность) обратного клапана на уравнительной линии;

2) проводит осмотр состояния силового и магистрального кабелей; 3) контролирует работу параметров УЭЦН на СУ:

состояние ПЭД (работает или остановлен);

величину входного напряжения;

сопротивление изоляции системы «кабель-ПЭД».

Результаты осмотра оператор ежедневно указывает в журнале выдачи заданий.

При выявлении пропусков жидкости или газа через устьевую арматуру оператор должен:

сообщить об инциденте мастеру ЦДНГ и диспетчеру;

остановить УЭЦН;

отсечь (локализовать) место утечки и разлива от действующих трубопроводов и объектов.

В случае выявления неработающего (остановившегося) УЭЦН оператор по дисплею СУ фиксирует причину остановки, т.е. необходимо выяснить - какая из защит станции произвела отключение УЭЦН. Данная информация сообщается диспетчеру и технологу. В случае многократных остановок для перезапуска УЭЦН вызывается электромонт?р ЭПУ. Процесс перезапуска должен контролироваться технологом.

Основные защиты СУ УЭЦН:

защита по недогрузу (защита по срыву подачи ЗСП) - это отключение ПЭД при недогрузе по току (при снижении более минимального заданного значения);

защита по перегрузу ЗП - отключение ПЭД при перегрузе тока (при превышении максимального заданного значения);

защита по сопротивлению изоляции - отключение и запрещение включения ПЭД при снижении сопротивления изоляции цепи «кабель-ПЭД» ниже заданного значения;

турбинное вращение - запрещение включения ПЭД при турбинном вращении (т.е. при обратном вращении вала УЭЦН из-за слива жидкости из НКТ после остановки ЭЦН, в результате чего происходит выравнивание уровней жидкости в НКТ и затрубном пространстве);

защита по высокому / низкому входному напряжению - отключение и запрещение включения ПЭД при напряжении сети выше / ниже заданного значения;

защита по дисбалансу напряжения - отключение и запрещение включения ПЭД при превышении выбранной уставки дисбаланса напряжения сети;

защита по дисбалансу тока - отключение ПЭД при превышении выбранной уставки дисбаланса токов ПЭД;

защита по давлению на при?ме насоса - отключение ПЭД при давлении на при?ме насоса выше и ниже заданного значения (при подключении системы ТМС);

защита по температуре масла ПЭД - отключение ПЭД при температуре масла в н?м выше заданного значения (при подключении системы ТМС).

В случае частых остановок УЭЦН по ЗСП технолог должен выяснить их причину и разработать мероприятия (принять меры) по их недопущению.

В случае если электромонт?р ЭПУ выявит неисправности наземного электрооборудования (НЭО), в т.ч. - магистрального кабеля, производится его оперативная замена. Для уменьшения времени простоя скважины до того как будет произведена замена неисправного НЭО, допускается подключать УЭЦН к соседнему НЭО.

Осложнения, возникающие при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН

Скважины, при эксплуатации которых возникают осложнения, относятся к осложн?нному фонду (ОФ).

Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО)

При эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, возможны осложнения, связанные с образованием асфальто-смолистых и парафиновых отложений (АСПО). При подъ?ме вверх по колонне НКТ наблюдается остывание добываемой скважинной жидкости до температуры кристаллизации парафина. Вследствие выделения газа из нефти при давлениях ниже давления насыщения наблюдается выпадение АСПО из нефти, что приводит к отложению и застыванию АСПО на стенках НКТ. Изза наличия отложений внутренний диаметр стенок уменьшается, что приводит к снижению пропускной способности НКТ.

В основном для удаления АСПО с внутренней поверхности НКТ производят механическую очистку специальными скребками. Для спуска скребков используются проволочные ручные и автоматизированные леб?дки.

В случаях, если наблюдается отрицательный результат скребковых обработок (непроход скребка) или отсутствует возможность обеспечения достаточного количестве СПО скребка (ежедневное СПО не обеспечивает вымыва отложений), для борьбы с АСПО используется проведение тепловой обработки. Агрегат для депарафинизации нефти (АДПМ) разогревает нефть, поступающую из автоцистерны (АЦ), до температуры не более 90?C и закачивает е? в затрубное пространство при давлении не более Рзак?100 атм (10 МПа). Горячая нефть поступает на при?м ЭЦН и, поднимаясь вверх, расплавляет АСПО, находящиеся на внутренней стенке НКТ. Далее расплавленные АСПО выносятся через устьевую арматуру в коллектор.

Технолог ЦДНГ проводит ежедневный анализ борьбы с АСПО, изучая параметры работы УЭЦН (Qж, Ндин, Iраб). По результатам выполненных работ технолог осуществляет актуализацию межочистного периода (МОП) обработки каждой скважины механическим скребком и закачки горячей нефти, на основании чего корректируется график проведения работ по обработке от АСПО.

Не менее одного раза в квартал мастер ЦДНГ организует ревизию скребкового оборудования (скребок, стальная проволока, лубрикатор, механическая леб?дка).

Во время СПО скребка имеется вероятность обрыва стальной проволоки, в результате чего скребок во время падения может сбить сливной клапан (СК). Вследствие этого подача жидкости от насоса прекратится и для устранения этой неисправности необходимо будет передать скважину в ремонт. Поэтому технолог в плане работ на ТиКРС в обязательном порядке планирует установку в колонне НКТ противопол?тного скребкового устройства (ППСУ). Рекомендуемая глубина установки ППСУ составляет 800-1100 м, т.е. ниже зоны отложения АСПО.



Солеотложения

Эксплуатация УЭЦН в определ?нных термобарических условиях осложняется отложениями неорганических солей.

Осложн?нный фонд скважин выявляется в основном по наличию солеотложений, выявленных в результате комиссионного разбора УЭЦН, не отработавшего гарантийный срок (365 сут), и последующего анализа отобранных проб в лаборатории физико-химических исследований (ЛФХИ). Такие скважины включаются в список ОФ.

Отложения солей, как и АСПО уменьшают диаметр внутренней полости НКТ, а также откладываются на рабочих органах ЭЦН, что может привести к росту токовой нагрузки с последующим заклиниванием вала.

Отдел добычи нефти и газа ТПП также может включить скважины, подверженные солеотложениям, в сервисный фонд для е? обработки ингибитором солеотложений. Сервисный фонд обрабатывается согласно графика (обычно 1 раз в месяц) пут?м закачки в затрубное пространство ингибитора солеотложений. Также ингибитор может регулярно подаваться в скважину небольшими («ударными») дозами из блока дозирования реагентов (БДР), установленного на кустовой площадке.

При достижении безотказной работы УЭЦН более гарантийного срока скважина может быть выведена только из сервисного фонда. Из солеобразующего фонда скважина может быть выведена лишь по достижению планового показателя безотказной работы. Но после очередного отказа УЭЦН скважина солеобразующего фонда повторно включается в сервисный фонд.

Для того, чтобы предотвратить солеотложения в период ВНР, допускается обработка призабойной зоны пласта (ОПЗП) ингибитором солеотложений. Данный способ применяется после отказов УЭЦН с наработкой менее 100 сут по причине отложения солей.

Для снижения отказов УЭЦН по причине «солеотложения» возможно применение следующих способов:

использование ЭЦН с рабочими органами из низкоадгезионных материалов;

проведение кислотных обработок ЭЦН для удаления отложений

солей;

постоянная по времени подача ингибитора солеотложений на при?м ЭЦН с помощью устьевых дозаторов;

размещение ингибитора солеотложений в специальных скважинных контейнерах или в зумпфе скважины;

использование в составе УЭЦН резонансно-волновых комплексов (РВК), устанавливаемых непосредственно под ПЭД.

Определение причин снижения дебита скважин

Снижение Qж и Ндин

При снижении дебита жидкости ниже рабочей области ЭЦН (Qmin) проводятся следующие мероприятия:

изучить историю работы скважины (замеры Qж, Ндин, Iраб; соблюдение графиков обработки от АСПО и солеотложений; причины предшествующих отказов и пр.);

проверить исправность и работу замерного устройства АГЗУ, произвести контрольный замер Qж через другой отвод ПСМ (переключатель скважинный многоходовой);

произвести замер Ндин и Рз. При значительном превышении значения Рз над линейным (Рл) - отревизировать (проверить работу) обратного клапана устьевой арматуры);

в случае возможного наличия АСПО - произвести контрольный СПО скребка;

проверить правильность вращения (фазировку) ПЭД, при необходимости - сменить направление вращения (силами электромонт?ра ЭПУ по заявке технолога ЦДНГ).

Если провед?нные работы подтверждают снижение Qж и Ндин, то это означает снижение производительности ЭЦН вследствие снижения коэффициента продуктивности пласта или пластового давления с постоянными отключениями по ЗСП - при невозможности увеличения их потенциала требуется перевод УЭЦН из постоянного режима в периодический.

Снижение Qж и увеличение Ндин

Если снижение Qж сопровождается ростом Ндин, то необходимо: - остановить ЭЦН и проверить герметичность колонны НКТ через опрессовку на Ропр = 40 атм (4,0 МПа) с замером уровня жидкости в затрубном пространстве скважины до и после опрессовки колонны НКТ;

долить жидкость в затрубное пространство до устья, запустить насос в работу и произвести промывку ЭЦН в объ?ме, равном тр?м объ?мам колонны НКТ;

по окончании промывки произвести отслеживание откачки жидкости в затрубном пространстве (с периодичностью 15 мин) с контролем токовых нагрузок до момента срыва подачи или снижения дебита ниже рабочей области.

По результатам провед?нных мероприятий составляется акт и принимается решение о дальнейшей эксплуатации УЭЦН вследствие его неисправности.

Срыв подачи (Qж=0), снижение Ндин , отключения по ЗСП

Если наблюдается снижение Ндин с постоянными срывами подачи и отключениями по ЗСП, то необходимо:

произвести контрольный замер Qж и Ндин, а при наличии исправного блока ТМС - снять показания давления среды (Рср) на при?ме ЭЦН;

провести анализ снижения Ндин и оценить влияние работы (изменение работы) окружающих скважин нагнетательного и добывающего фондов; - провести исследование притока жидкости с момента срыва подачи (с момента отключения по ЗСП) до восстановления пластового давления;

определиться с работоспособностью УЭЦН и наземного электрооборудования.

На основании провед?нных работ принять решение о причинах снижения дебита и отключений по ЗСП, а в случае неисправности УЭЦН - произвести его замену, т.е передать скважину в ремонт.

В случае если снижение Ндин подтверждается снижением коэффициента продуктивности пласта или пластового давления с постоянными отключениями по ЗСП необходимо (при невозможности увеличения их потенциала) требуется перевод УЭЦН из постоянного режима в периодический.

Периодическая эксплуатация скважин

Цикл периодической работы УЭЦН делится на время работы и время накопления.

Риски при периодической эксплуатации скважин:

замерзание устьевой арматуры и внутриплощадочного коллектора на участке от скважины до АГЗУ в зимний период времени при большой продолжительности времени накопления;

слив жидкости из НКТ в затрубное пространство из-за негерметичности ШОК.

Применимы следующие способы периодической эксплуатации УЭЦН: - режим автоматического перезапуска по времени (АПВ);

режим кратковременной периодической работы (КПР).

Режим АПВ

Особенности режима АПВ:

относительно продолжительные периоды работы и накопления;

рост Рзаб за период накопления - более 10 атм (1,0 МПа);

использование УЭЦН с номинальной производительностью менее 40 м3/сут. скважина электроприводной насос смолистый

Время накопления определяется по заранее рассчитанному притоку жидкости. Время работы УЭЦН после накопления ограничивается автоматическим отключением по ЗСП. При наличии исправного блока ТМС чаще всего используется защита по давлению на при?ме насоса (Рпр) для отключения УЭЦН для последующего накопления.

Режим КПР

Режим КПР характеризуется следующими особенностями:

производительность ЭЦН должна превышать потенциал скважины по жидкости более чем в 2 раза;

кратковременные периоды работы и накопления УЭЦН;

рост Рзаб за время накопления составляет не более 5 атм (0,5 МПа); - использование УЭЦН с номинальной производительностью более 60 м3/сут.

Порядок подбор режима КПР по времени:

принять время работы tраб=4 мин;

рассчитать время накопления:

Qном · tраб

tнак=Qскв - tраб

Qном - номинальная производительность ЭЦН, м3/сут;

Qскв - ожидаемый дебит скважины с уч?том только ожидаемого времени работы, м3/сут;

запустить УЭЦН в работу в постоянном режиме, а при достижения необходимой депрессии на пласт - остановить с определением tраб и tнак ; 4) запустить УЭЦН в режиме КПР.

При частых остановках по ЗСП в режиме КПР:

определить причины срабатывания защит;

произвести корректировку параметров работы режима КПР.

Преимущества режима КПР:

практически неизменная депрессия на пласт;

снижение потребления электроэнергии за сч?т работы УЭЦН в оптимальном режиме;

возможность корректировки отборов жидкости при изменении потенциала скважины;

снижение вредного влияния осложнений на эксплуатацию УЭЦН (мехпримеси, солеобразование, коррозия).

Недостатки режима КПР:

- невозможность организации режима при неисправности ОК, расположенного на уравнительной линии устьевой линии; - более интенсивное отложение АСПО на стенках НКТ.

Контрольные вопросы.

Что необходимо контролировать при ежедневном осмотре скважины?

Что необходимо контролировать при ежедневном осмотре скважины?

Назовите основные защиты СУ УЭЦН.

В каком случае производится запуск УЭЦН от соседней СУ?

Как происходит отложение АСПО?

Описать методы борьбы с АСПО.

В каких случаях допускается проводить тепловую обработку для удаления АСПО?

Как составляется график АСПО

Опишите недостатки механической обработки от АСПО.

Какие скважины включаются в осложн?нный фонд?

К каким последствиям приводят АСПО и солеотложения?

Опишите методы борьбы с солеотложениями.

Какие работы проводятся для предотвращения солеотложений?

К чему может привести неисправность обратного клапана на устьевой арматуре?

Чем может объясняться снижение дебита при одновременном увеличении уровня жидкости в затрубном пространстве?

К чему приводит снижение пластового давления?

В каких случаях скважину переводят из постоянного режима в периодический?

Недостатки периодической эксплуатации скважин?

Особенности АПВ.

Особенности КПР.

Как определяется время работы и время накопления при АПВ?

Как определяется время работы и время накопления при КПР?

Преимущества КПР.

Недостатки КПР.

Ответы на контрольные вопросы

1 ) и 2) Ежедневный мониторинг работы скважин, оборудованных УЭЦН, осуществляется по системе телемеханики (ТМ), установленной в ЦДНГ. Система ТМ позволяет:

- контролировать текущее состояние УЭЦН (в работе или остановлена);

- анализировать время и характер работы УЭЦН;

- анализировать дебит жидкости по скважине, замеренный в АГЗУ.

Технологическая служба ЦДНГ контролирует состояние фактических параметров работы скважины утвержд?нному геолого-технологическому режиму (дебит по жидкости, динамический уровень, время работы и др.). При выявлении отклонений технолог выда?т задание мастеру ЦДНГ для определения причин отклонения.

Ежедневно оператор ЦДНГ производит осмотр оборудования устья скважины и наземного оборудования УЭЦН:

1) при осмотре устьевой арматуры оператор обращает внимание на следующее:

- наличие пропусков жидкости и газа;

- проверяет исправность (работоспособность) обратного клапана на уравнительной линии;

2) проводит осмотр состояния силового и магистрального кабелей; 3) контролирует работу параметров УЭЦН на СУ:

- состояние ПЭД (работает или остановлен);

- величину входного напряжения;

- сопротивление изоляции системы «кабель-ПЭД».

Результаты осмотра оператор ежедневно указывает в журнале выдачи заданий.

При выявлении пропусков жидкости или газа через устьевую арматуру оператор должен:

1) сообщить об инциденте мастеру ЦДНГ и диспетчеру;

2) остановить УЭЦН;

3) отсечь (локализовать) место утечки и разлива от действующих трубопроводов и объектов.

В случае выявления неработающего (остановившегося) УЭЦН оператор по дисплею СУ фиксирует причину остановки, т.е. необходимо выяснить - какая из защит станции произвела отключение УЭЦН. Данная информация сообщается диспетчеру и технологу. В случае многократных остановок для перезапуска УЭЦН вызывается электромонт?р ЭПУ. Процесс перезапуска должен контролироваться технологом.

3) Основные защиты СУ УЭЦН:

- защита по недогрузу (защита по срыву подачи ЗСП) - это отключение ПЭД при недогрузе по току (при снижении более минимального заданного значения);

- защита по перегрузу ЗП - отключение ПЭД при перегрузе тока (при превышении максимального заданного значения);

- защита по сопротивлению изоляции - отключение и запрещение включения ПЭД при снижении сопротивления изоляции цепи «кабель-ПЭД» ниже заданного значения;

- турбинное вращение - запрещение включения ПЭД при турбинном вращении (т.е. при обратном вращении вала УЭЦН из-за слива жидкости из НКТ после остановки ЭЦН, в результате чего происходит выравнивание уровней жидкости в НКТ и затрубном пространстве);

- защита по высокому / низкому входному напряжению - отключение и запрещение включения ПЭД при напряжении сети выше / ниже заданного значения;

- защита по дисбалансу напряжения - отключение и запрещение включения ПЭД при превышении выбранной уставки дисбаланса напряжения сети;

- защита по дисбалансу тока - отключение ПЭД при превышении выбранной уставки дисбаланса токов ПЭД;

- защита по давлению на при?ме насоса - отключение ПЭД при давлении на при?ме насоса выше и ниже заданного значения (при подключении системы ТМС);

- защита по температуре масла ПЭД - отключение ПЭД при температуре масла в н?м выше заданного значения (при подключении системы ТМС).

4). В случае если электромонт?р ЭПУ выявит неисправности наземного электрооборудования (НЭО), в т.ч. - магистрального кабеля, производится его оперативная замена. Для уменьшения времени простоя скважины до того как будет произведена замена неисправного НЭО, допускается подключать УЭЦН к соседнему НЭО.

5). Вследствие выделения газа из нефти при давлениях ниже давления насыщения наблюдается выпадение АСПО из нефти, что приводит к отложению и застыванию АСПО на стенках НКТ. Изза наличия отложений внутренний диаметр стенок уменьшается, что приводит к снижению пропускной способности НКТ.

6). В основном для удаления АСПО с внутренней поверхности НКТ производят механическую очистку специальными скребками. Для спуска скребков используются проволочные ручные и автоматизированные леб?дки.

В случаях, если наблюдается отрицательный результат скребковых обработок (непроход скребка) или отсутствует возможность обеспечения достаточного количестве СПО скребка (ежедневное СПО не обеспечивает вымыва отложений), для борьбы с АСПО используется проведение тепловой обработки. Агрегат для депарафинизации нефти (АДПМ) разогревает нефть, поступающую из автоцистерны (АЦ), до температуры не более 90?C и закачивает е? в затрубное пространство при давлении не более Рзак?100 атм (10 МПа). Горячая нефть поступает на при?м ЭЦН и, поднимаясь вверх, расплавляет АСПО, находящиеся на внутренней стенке НКТ. Далее расплавленные АСПО выносятся через устьевую арматуру в коллектор.

7). В случаях, если наблюдается отрицательный результат скребковых обработок (непроход скребка) или отсутствует возможность обеспечения достаточного количестве СПО скребка (ежедневное СПО не обеспечивает вымыва отложений), для борьбы с АСПО используется проведение тепловой обработки. Агрегат для депарафинизации нефти (АДПМ) разогревает нефть, поступающую из автоцистерны (АЦ), до температуры не более 90?C и закачивает е? в затрубное пространство при давлении не более Рзак?100 атм (10 МПа). Горячая нефть поступает на при?м ЭЦН и, поднимаясь вверх, расплавляет АСПО, находящиеся на внутренней стенке НКТ. Далее расплавленные АСПО выносятся через устьевую арматуру в коллектор

8). Технолог ЦДНГ проводит ежедневный анализ борьбы с АСПО, изучая параметры работы УЭЦН (Qж, Ндин, Iраб). По результатам выполненных работ технолог осуществляет актуализацию межочистного периода (МОП) обработки каждой скважины механическим скребком и закачки горячей нефти, на основании чего корректируется график проведения работ по обработке от АСПО.

9). Во время СПО скребка имеется вероятность обрыва стальной проволоки, в результате чего скребок во время падения может сбить сливной клапан (СК). Вследствие этого подача жидкости от насоса прекратится и для устранения этой неисправности необходимо будет передать скважину в ремонт. Поэтому технолог в плане работ на ТиКРС в обязательном порядке планирует установку в колонне НКТ противопол?тного скребкового устройства (ППСУ). Рекомендуемая глубина установки ППСУ составляет 800-1100 м, т.е. ниже зоны отложения АСПО.

10). Скважины, при эксплуатации которых возникают осложнения, относятся к осложн?нному фонду (ОФ).

Осложн?нный фонд скважин выявляется в основном по наличию солеотложений, выявленных в результате комиссионного разбора УЭЦН, не отработавшего гарантийный срок (365 сут), и последующего анализа отобранных проб в лаборатории физико-химических исследований (ЛФХИ). Такие скважины включаются в список ОФ.

11). Отложения солей, как и АСПО уменьшают диаметр внутренней полости НКТ, а также откладываются на рабочих органах ЭЦН, что может привести к росту токовой нагрузки с последующим заклиниванием вала.

12). обрабатывается согласно графика (обычно 1 раз в месяц) пут?м закачки в затрубное пространство ингибитора солеотложений. Также ингибитор может регулярно подаваться в скважину небольшими («ударными») дозами из блока дозирования реагентов (БДР), установленного на кустовой площадке.

13). - использование ЭЦН с рабочими органами из низкоадгезионных материалов;

- проведение кислотных обработок ЭЦН для удаления отложений солей;

- постоянная по времени подача ингибитора солеотложений на при?м ЭЦН с помощью устьевых дозаторов;

- размещение ингибитора солеотложений в специальных скважинных контейнерах или в зумпфе скважины;

- использование в составе УЭЦН резонансно-волновых комплексов (РВК), устанавливаемых непосредственно под ПЭД.

14). Снижение подачи

15). Если снижение Qж сопровождается ростом Ндин, то необходимо: - остановить ЭЦН и проверить герметичность колонны НКТ через опрессовку на Ропр = 40 атм (4,0 МПа) с замером уровня жидкости в затрубном пространстве скважины до и после опрессовки колонны НКТ;

- долить жидкость в затрубное пространство до устья, запустить насос в работу и произвести промывку ЭЦН в объ?ме, равном тр?м объ?мам колонны НКТ;

- по окончании промывки произвести отслеживание откачки жидкости в затрубном пространстве (с периодичностью 15 мин) с контролем токовых нагрузок до момента срыва подачи или снижения дебита ниже рабочей области.

По результатам провед?нных мероприятий составляется акт и принимается решение о дальнейшей эксплуатации УЭЦН вследствие его неисправности.

16). снижении дебита жидкости скважин

17). В случае если снижение Ндин подтверждается снижением коэффициента продуктивности пласта или пластового давления с постоянными отключениями по ЗСП необходимо (при невозможности увеличения их потенциала) требуется перевод УЭЦН из постоянного режима в периодический.

18). Риски при периодической эксплуатации скважин:

- замерзание устьевой арматуры и внутриплощадочного коллектора на участке от скважины до АГЗУ в зимний период времени при большой продолжительности времени накопления;

- слив жидкости из НКТ в затрубное пространство из-за негерметичности ШОК.

19). Особенности режима АПВ:

- относительно продолжительные периоды работы и накопления;

- рост Рзаб за период накопления - более 10 атм (1,0 МПа);

- использование УЭЦН с номинальной производительностью менее 40 м3/сут.

20). Режим КПР характеризуется следующими особенностями:

- производительность ЭЦН должна превышать потенциал скважины по жидкости более чем в 2 раза;

- кратковременные периоды работы и накопления УЭЦН;

- рост Рзаб за время накопления составляет не более 5 атм (0,5 МПа); - использование УЭЦН с номинальной производительностью более 60 м3/сут.

21). Время накопления определяется по заранее рассчитанному притоку жидкости. Время работы УЭЦН после накопления ограничивается автоматическим отключением по ЗСП. При наличии исправного блока ТМС чаще всего используется защита по давлению на при?ме насоса (Рпр) для отключения УЭЦН для последующего накопления.

22). Порядок подбор режима КПР по времени:

1) принять время работы tраб=4 мин;

2) рассчитать время накопления:

Qном * tраб tнак= Qскв - tраб

Qном - номинальная производительность ЭЦН, м3/сут;

Qскв - ожидаемый дебит скважины с уч?том только ожидаемого времени работы, м3/сут;

3) запустить УЭЦН в работу в постоянном режиме, а при достижения необходимой депрессии на пласт - остановить с определением tраб и tнак ; 4) запустить УЭЦН в режиме КПР.

При частых остановках по ЗСП в режиме КПР:

1) определить причины срабатывания защит;

2) произвести корректировку параметров работы режима

23). Преимущества режима КПР:

1) практически неизменная депрессия на пласт;

2) снижение потребления электроэнергии за сч?т работы УЭЦН в оптимальном режиме;

3) возможность корректировки отборов жидкости при изменении потенциала скважины;

4) снижение вредного влияния осложнений на эксплуатацию УЭЦН (мехпримеси, солеобразование, коррозия).

24). Недостатки режима КПР:

- невозможность организации режима при неисправности ОК, расположенного на уравнительной линии устьевой линии; - более интенсивное отложение АСПО на стенках НКТ.

Размещено на Allbest.ru

...