Эксплуатация электроцентробежного насоса на месторождении Мирзоева

Трансформаторы обозначаются, например, ТМПН 100/3 -- 73У1, где «Т» -- трехфазный; М» -- естественная циркуляция масла и воздуха, «ПН -- для скважинных нефтяных насосов; 100-- номинальная мощность, кВ. А; З -- класс напряжения обмотки ВН; 73 -- год разработки; УI -- климатическое исполнение и категория размещения.

Тип станции управления обозначается, например, ШГС5804--49А3У1, где «Ш» -- шкаф, «Г» -- отрасль применения (горнодобывающая и нефтяная промышленности), С» -- обозначение завода-изготовителя; 5 -- класс; 8 - группа; 04 -- порядковый номер, 4 -- номинальный ток силовой цепи (4 -- до 250 А, 5 -- до 400 А); 9 -- напряжение силовой цепи (до 2300 В); А -- модернизация; 3 -- напряжение цепи управления (380 В); УI -- климатическое исполнение и категория размещения.

Станция управления другого типа обозначается, например, КУПНА79--29А2У 1, где «КУПНА» комплектное устройство управления скважинным насосным агрегатом; 79 год разработки; 2 -- номинальный ток силовой цепи (2 -- до 100 А, 3 -- до 160 А, 4--до 250 А); 9--напряжение силовой цепи (до 3000 В); А -- модификация; 2 -- напряжение цепи управления (220 В); УI -- климатическое исполнение и категория размещения.

Скважинные центробежные насосы изготавливаются одно- или многосекционными (когда ступени насоса не размещаются в одном 5-метровом корпусе), обычными или повышенной износостойкости.

В корпусе насоса 4 размещены рабочие колеса 7, насаженные на вал 3, и направляющие аппараты 5 (рис. 2.2). Рабочие колеса свободно передвигаются по валу в осевом направлении и ограничены в перемещении нижним и верхним направляющими аппаратами. Осевое давление, действующее на рабочее колесо 1, передается от него на нижнюю текстолитовую шайбу 4 и затем на бурт направляющего аппарата 3.



Рис. 2.2 Скважинный центробежный насос

Направляющие аппараты соединяются между собой по линии 2 и все вместе опираются в нижней части насоса на основание, а сверху зажаты гайкой, ввинченной в корпус насоса. Частично осевое давление передается валу вследствие трения колеса о вал или прихвата колеса при отложении солей в зазоре между ним и валом или в результате коррозии металлов. Крутящий момент передается от вала к рабочим колесам латунной шпонкой 6, входящей в паз рабочего колеса. Шпонка расположена по всей длине сборки колес и состоит из 400-1000-мм отрезков. Вал насоса имеет вверху осевую 1 и радиальную 2 опоры скольжения, а внизу -- радиальную опору скольжения 8. В нижней части насоса размещена сетка (фильтр) 9.

Вал 3 насоса через шлицевую муфту 10 соединяется с валом протектора гидрозащиты электродвигателя.

Рабочие колеса 5 и направляющие аппараты насоса изготавливаются литыми из специального чугуна. Вал насоса представляет собой пруток из стали 38ХА или стали, легированной никелем, который благодаря многократной протяжке и дальнейшей обработке на правильно-полировальном станке имеет высокую точность по диаметру, прямолинейность и малую шероховатость. Материалы пар трения в осевой опоре вала -- бельтинг, пропитанный графитом и резиной по стали; в верхней и нижней радиальных опорах вала--латунь или бронза по стали (для износостойких насосов -- резина по стали); в осевой опоре рабочего колеса -- текстолит по чугуну (для износостойких насосов -- резина по стали); в радиальной опоре вала в направляющем аппарате -- чугун по латуни.

Рис. 2.3 Рабочее колесо и направляющие аппараты насоса

Насосы повышенной износостойкости для подачи пластовой жидкости с песком отличаются от насосов обычного исполнения наличием пластмассовых (вместо чугунных) рабочих колес, материалами пар трения в опорах и наличием дополни тельных резинометаллических радиальных опор, препятствующих изгибу вала при его вращении и уменьшающих его износ.

Для уменьшения объемного содержания свободного газа на входе в Погружные насосы применяют газосепараторы. Принцип действия газосепаратора следующий. Газожидкостная смесь через сетку и отверстия основания поступает на вход шнека и далее - к рабочим органам. Под действием напора газожидкостная смесь поступает во вращающуюся камеру сепаратора, выполненную с радиальными ребрами, где под действием центробежных сил газ отделяется от жидкости. Затем жидкость с периферии камеры сепаратора поступает по пазам переводника на прием насоса, а газ через наклонные отверстия отводится в затрубное пространство.

Рис. 2.4 Газосепаратор: 1 - головка; 2 - втулка; 3 - вал; 4 - сепаратор; 5 - направляющий аппарат; 6 - рабочее колесо; 7 - корпус; 8 - шнек; 9 - основание

Для привода скважинного центробежного насоса применяется короткозамкнутый погружной маслонаполненный трехфазный асинхронный электродвигатель.

Погружные электродвигатели имеют диаметры корпусов 103, 117, 123, 130 и 138 мм для скважин с внутренними диаметрами обсадных колонн, равными соответственно 121,7; 130; 144,3; и 148,3 мм.

Электродвигатель работает в среде пластовой жидкости, находясь под давлением столба этой жидкости, вследствие чего он выполнен герметичным. Полость электродвигателя заполняется трансформаторным маслом или маслом другой марки, пробивное напряжение которого не менее 40 кВ.

Погружной электродвигатель (рис. 2.5) состоит из статора, ротора, головки 2 и основания 14. В головке 2 размещен осевой подшипник, состоящий из пяты 3 и подпятника 4, а также установлена колодка кабельного ввода 5. В основании электродвигателя размещен масляный фильтр 13.

Рис. 2.5 Погружной электродвигатель

Статор и ротор двигателя состоят из нескольких секций. Каждая секция статора имеет набор (пакет) магнитных 9 и неманигных 8 жестей. Сборка секций и немагнитных пакетов имеет сплошные пазы, в которых размещаются обмоточные провода или стержни обмотки. На немагнитные пакеты жестей опираются радиальные подшипники скольжения 7 ротора. Секции статора запрессованы в корпус 12.

Секция ротора имеет пакет роторных жестей 10 и радиальный подшипник 7. В пазах пакета жестей расположены медные стержни «беличьей клетки» (коротко замкнутой обмотки ротора). Секции ротора собраны на валу 11 и располагаются в расточке статора. Выводные концы обмотки статора соединяются с выводными концами колодки кабельного ввода и изолируются. Колодка кабельного ввода изготавливается из эластичного диэлектрического материала.

Осевой подшипник воспринимает осевые усилия, действующие на вал ротора. На верхнем конце вала ротора находится шлицевая муфта 1, через которую гидрозащита соединяется с валом и далее с насосом. Шлицевая муфта имеет скосы на шлицах для быстрого соединения валов. На валу ротора установлена турбинка 6 для принудительной циркуляции масла внутри электродвигателя с целью смазки опор и охлаждения двигателя. Масло поступает по отверстию в валу к турбинке и нагнетается ею в полость над статором двигателя, далее по зазору между статором и ротором и по специальным пазам, выполненным в статорных жестях около корпуса двигателя, масло подается к фильтру, проходит через него и вновь поступает в отверстие вала.

При попадании пластовой жидкости в неплотности изоляции проводов обмотки электродвигателя снижаются изоляционные свойства масла, что приводит к отказу двигателя.

Протектор гидрозащиты типа Г (рис. 2.6) устанавливается между насосом и электродвигателем 6 и служит для защиты последнего от попадания в него пластовой жидкости, а также компенсирует температурные изменения объема.

Протектор состоит из двух камер А и Б, разделенных резиновой диафрагмой 4. Камеры заполнены тем же маслом, что и двигатель. При нагреве масла во время работы двигателя давление в камере Б растет, оно передается диафрагмой в полость А и далее в полость В. Масло из полости А будет вытесняться в полость В до тех пор, пока давление в камере А не снизится и пластовая жидкость не станет поступать в нее через обратный клапан 5. Чтобы диафрагма не изолировала друг от друга полости А и В, в протекторе предусмотрена соединительная трубка 8. Для более надежной герметизации двигателя имеются два торцевых уплотнения 1 и 3. Опора воспринимает осевые усилия, действующие на вал.

При гидрозащите типа Г опоры скольжения вала насоса работают в подаваемой пластовой жидкости.

Компенсатор 7 гидрозащиты располагается ниже электродвигателя и предназначен для компенсации изменения объема масла в двигателе при его нагреве и охлаждении и компенсации перехода масла из двигателя в полость Б. Компенсатор представляет собой камеру, образуемую эластичной диафрагмой, заполняемую тем же маслом, что и электродвигатель. Диафрагма защищена от повреждений стальным корпусом.

Рис. 2.6 Гидрозащита насоса типа Г

В систему энергоснабжения входят: кабельная линия, станция управления, трансформатор.

Специальная кабельная линия служит для подвода электроэнергии к электродвигателю и состоит из питающего кабеля и муфты кабельного ввода.

Рис. 2.7 Круглый (а) и плоский (б) кабель для подвода электроэнергии к двигателю

В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить кабели марок КПБК или КППБПС -- в качестве основного кабеля; комплектующий кабель марки КПБП; муфта кабельного ввода круглого или плоского типов.

Кабель КПБК (рис. 2.7, а) состоит из медных однопроволочных или многопроволочных жил 1, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой плотности 2 и скрученных между собой, подушки З и брони 4.

Кабель КППБПС (рис 2.7, б) состоит из медных однопроволочных или многопроволочных жил 1, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой плотности 2 и уложенных в одной плоскости, подушки З и брони 4. Аналогичную конструкцию имеет и кабель КПБП.



Рис. 2.8 Муфта кабельного ввода круглого (а) и плоского (б) типов

Муфта кабельного ввода круглого типа (рис. 2.8, а) состоит из полиэтиленового изолятора 2, изготовленного на кабеле 1, корпуса 3, фланца 4 и штепсельных наконечников 5.

Муфта кабельного ввода плоского типа (рис. 2.8, б) состоит из корпуса 2, полиэтиленового изолятора 3, изготовленного на кабеле 1, резиновых втулок 4, заглушки 5, контактных губок 6 резинового кольца 7 и уплотнительного кольца 8.

Станция управления -- комплектное устройство ШГС предназначено для управления установками скважинных центробежных насосов для добычи нефти с электродвигателями мощностью от 28 до 100 кВт, а комплектное устройство КУПНА -- для установок с электродвигателем мощностью свыше 100 кВт.

Станция управления ШГС и КУПНА обеспечивают: включение и отключение установки; работу в ручном и автоматическом режимах; управление установкой с диспетчерского пункта; возможность подключения программного реле времени КЭП-12У; самозапуск электродвигателя с выдержкой времени до 10 мин при появлении напряжения после его исчезновения; отключение станции управления при токах короткого замыкания в силовой цепи; отключение электродвигателя при увеличении или снижении номинального тока на 15%; отключение электродвигателя при отклонении напряжения питающей сети выше 10% или ниже 15% от номинального; непрерывный контроль сопротивления изоляции кабеля с отключением при сопротивлении ниже 30 кОм; световую сигнализацию об аварийном режиме; подключение геофизических приборов; отключение установок при разрыве нефтепровода.

Комплектное устройство ШГС выполняется в металлическом шкафу с отсеком высокого напряжения (более 1000 В).

Конструкция комплектного устройства ШГС предусматривает: механическую блокировку для предотвращения доступа в отсек высокого напряжения при включенном вводном аппарате; видимый разрыв силовой цепи и заземление отключенного участка; электрическую блокировку для отключения коммутационного аппарата (контактора) при открывании двери шкафа комплектного устройства; механическую блокировку силового штепсельного разъема с пакетным выключателем, не позволяющую оперировать штепсельным разъемом при включенном пакетном выключателе.

Комплектное устройство КУПНА выполняется в металлическом шкафу, защищенной конструкции, двустороннего обслуживания.

Конструкция комплектного устройства КУПНА предусматривает: высоковольтный и низковольтный шкафы с отсеком управления; регулируемую механическую и электрическую блокировки разъединителя с дверью шкафа высокого напряжения для предотвращения открывания дверей при включенном разъединителе и включении разъединителя при открытых дверях; механическую и электрическую блокировки разъединителя с высоковольтным контактором для предотвращения отключения и включения разъединителя при включенном контакторе; возможность заземления высоковольтной цепи на выходе вводного разъединителя.

Вероятность безотказной работы комплектных устройств ШГС и КУПНА -- не менее 0,8 при наработке не менее 16500 ч; средний срок службы до списания -- 16 лет, среднее время восстановления -- 2 ч.

Трансформаторы в системе энергоснабжения установок скважинных центробежных насосов выполняются с естественным масляным охлаждением (масляные трансформаторы), устанавливаются на открытом воздухе и предназначены для повышения напряжения тока от сетевого (380 В) до необходимого рабочего напряжения электродвигателя у его ввода с учетом снижения напряжения в кабеле.

Для обеспечения рабочего напряжения электродвигателя на высокой стороне обмоток трансформаторов предусмотрено по 5--10 отверстий (отпаек).

Масляный трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток ВП и ПН (высокого и низкого напряжения), бака, крышки с вводами и расширителя с воздухоосушителем.

Бак трансформатора заполняется трансформаторным маслом с пробивным напряжением не ниже 40 кВ.

На крышке бака смонтированы: привод переключателя ответвлений обмоток ВП (один или два), предназначенный для регулирования напряжения на выходной стороне соединением соответствующих ответвлений обмоток; ртутный термометр для измерения температуры масла и расширитель с маслоуказателем и воздухоосушителем для удаления влаги и очистки воздуха, поступающего в трансформатор при температурных колебаниях уровня масла.

Оборудование устья скважины предназначено для отвода в манифольд продукции скважины, герметизации пространства между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами с учетом ввода в это пространство кабеля и перепуска газа из этого пространства при увеличении его давления. Кроме того, конструкция устьевого оборудования предусматривает использование приборов при исследованиях скважины (измерении давления на выкиде у насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве, измерении уровня жидкости в скважине и т. д.).

Устьевое оборудование состоит из трубной головки 1 (рис. 2.9), которая соединяется с обсадной колонной.

Оборудование устья скважин, эксплуатируемых скважинными центробежными насосами, унифицировано с устьевым оборудованием, применяемым при других способах эксплуатации скважин (фонтанном, скважинными штанговыми насосами), и между собой.

Оборудование устья скважины для эксплуатации этими установками обозначается ОУЭН и изготавливается в двух исполнениях: исполнение П -- с проходными кранами или задвижками и исполнение Т с трехходовыми кранами.

Рис. 2.9 Оборудование устья скважины

В трубной головке размещены разъемный корпус 2 и резиновое уплотнение 3, герметизирующее место вывода кабеля 4 и труб. Уплотнение поджимается разъемным фланцем 5. Трубная головка имеет отверстие для использования приборов при измерении уровня жидкости в скважине и других исследованиях. Затрубное пространство скважины соединяется с выходом из насосно-компрессорных труб через колено 6 и обратный клапан 7.

Рис. 2.10 Оборудование устьевое ОУЭ, рассчитанное на рабочее давление 14 МПа: 1 - трубная подвеска; 2 - кабель; 3 - кран пробковый проходной; 4 - корпус; 5 - манжета

Кроме отечественных установок на месторождениях ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» применяются установки фирмы Shlumberger. Принципиально они не отличаются от российских установок, но по некоторым характеристикам значительно превосходят наши разработки. Кабель отечественного производства рассчитан на максимальную температуру - 95єС (в последнее время выпускаются термостойкие кабели, рассчитанные на максимальную температуру 130єС). В условиях месторождения им. Мирзоева это обстоятельство ограничивает эксплуатацию этих установок. Нефть на месторождении им. Мирзоева высокопарафинистая. Иногда необходима депарафинизация горячей нефтью. Нефть, разогретая до 95 градусов, обеспечивала недостаточную обработку скважины. Зарубежный кабель выдерживает температуру до 160 градусов. Такой кабель особенно подходит для больших глубин (на месторождении им. Мирзоева забойные температуры многих скважин превышают 100 градусов). Кроме того, кабель фирмы Shlumberger меньше по размерам, что немаловажно в тесных условиях внутри обсадной колонны.

Хомуты, крепящие кабель к НКТ, надежно защищают кабель от повреждений в уязвимых местах - на муфтах НКТ. Российские хомуты на муфтах кабель совсем не защищают. При спуско-подъемных операциях в условиях больших глубин на месторождении им. Мирзоева часто происходили досадные «изоляции 0» - кабель повреждался как раз на муфтах НКТ. Кроме того, хомуты российского производства часто срываются при спуско-подъемных операциях, и остаются на забое скважины, что впоследствии мешает при промывках скважин. Хомуты зарубежные не могут отстегнуться в связи с надежным креплением и используются многократно.

Насосы фирмы Shlumberger изготавливаются с большими диапазонами для различных условий эксплуатации. Они менее подвержены влиянию механических примесей, рассчитаны на очень длительный период бесперебойной работы (до 10 лет), снабжены высокоэффективными газосепараторами и эмульгаторами, способными извлекать нефть с большими газовыми факторами (до 1000 и более).

Электронный контроль позволяет прослеживать работу насосной установки в реальном времени и проанализировать каждую минуту работы насосной установки.

Использование УЭЦН фирмы Shlumberger сыграло решающую роль в создании программы перевода всех газлифтных скважин на работу УЭЦН.

2.2 Анализ фонда скважин оборудованных ЭЦН на месторождении Мирзоева

По состоянию на 1.06.2006 г. на месторождении Мирзоева в фонде действующих скважин, дающих нефть, находились 16 скважин, оборудованная ЭЦН. В простое скважин не было. В бездействии находилась 4 скважины. Всего эксплуатационный фонд скважин, оборудованных ЭЦН, составил 20 скважин.

Из действующего фонда ЭЦН в консервацию были переведены 3 скважины, в наблюдательный фонд - 2 скважин. Перевод осуществлялся в течение всего периода разработки месторождения в разные годы. Основными причинами перевода были: полная обводненность продукции скважин; отсутствие притока, либо очень слабый приток; большое содержание газа в продукции скважин одновременно с высокой обводненностью или малым дебитом; низкое пластовое давление.

На следующей диаграмме представлены количество скважин, находящихся в действующем фонде, в простое, в бездействующем фонде и в консервации. Для сравнения здесь же приведены данные по остальным способам эксплуатации, используемом на месторождении Мирзоева. Фонд ЭЦН по количеству превосходит фонд газлифтных скважин, а если учитывать скважины, находящиеся в консервации, то общий фонд ЭЦН по количеству скважин равен всему остальному фонду других способов эксплуатации (ЭЦН - 23 скважины; фонтан + газлифт + ШГН = 2+18+3 = 23 скважины).



Рис. 2.11 Диаграмма фонда скважин месторождения Монги по способам эксплуатации

На следующей диаграмме показана динамика общего фонда ЭЦН за период с 1993 по 2006 год и отдельно фонд скважин, оборудованных российскими ЭЦН и фирмы Shlumberger ЭЦН REDA. До 2000 года эксплуатация была только отечественными насосами. Начиная с 2001 года внедряются новые для НГДУ насосы фирмы Shlumberger. В 2005 году количество насосов этой фирмы начинает превосходить отечественные насосы. Общее количество скважин, оборудованных насосами ЭЦН растет за счет использования насосов REDA.

Рис. 2.12 Динамика фонда скважин ЭЦН

Вывод из бездействия скважин, оборудованных ЭЦН, как уже было отмечено, связан с большими трудностями, а значит и с большими затратами. Бездействующие скважины требуют капитального ремонта, то есть значительных затрат времени и средств. Одна скважина № 94 находится в капитальном ремонте, остальные (№№ 116, 74, 137) в ожидании капитального ремонта. Ремонты связаны с ликвидацией аварии - обрыв НКТ, улетевшие на забой вместе с кабелем и насосным агрегатом. Большие глубины скважин не позволяют быстро ликвидировать аварию. К тому же скважины, пробуренные на глубины 3200-3700 метров, с искривленным стволом. Отход от вертикали у практически вертикальных скважин может составлять сотни метров. Ситуация усугубляется наличием аварийного кабеля, сложившимся на «голове» аварийных НКТ.

Для каждого месторождения ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» был выведен предел рентабельности добычи нефти. Для месторождения Мирзоева этот предел установлен в 3 тонны нефти в сутки на скважину.

Пополнение фонда скважин ЭЦН будет производиться по мере приобретения центробежных насосов. Перевод будет осуществляться из фонда фонтанных и газлифтных скважин.

На следующей диаграмме видно, какое место занимает ЭЦН на месторождении Мирзоева в общей добыче. Дебит жидкости в два раза превосходит дебиты при фонтанной или газлифтной эксплуатации. Несмотря на самую высокую обводненность продукции дебиты нефти максимальные для данного вида эксплуатации.



Рис. 2.13 Дебиты скважин по способам эксплуатации

Внедрение газлифта в 1994 году оказало влияние на изменение действующего фонда по всем способам эксплуатации. Часть скважин перешла в газлифтный фонд. До 1999 года с увеличением газлифтных скважин уменьшалось количество скважин ЭЦН. В настоящее время происходит противоположная картина: растет количество скважин ЭЦН с одновременным уменьшением количества газлифтных скважин.

Прекращение фонтанирования, снижение добычи газа для компрессорного газлифта будут способствовать увеличению числа скважин, эксплуатируемых ЭЦН.

2.3 Анализ основных осложнений, возникающих при добыче нефти ЭЦН на месторождении Мирзоева

На производительность установок ЭЦН существенное влияние оказывают следующие факторы:

· из пласта в скважину вместе с нефтью поступает большое количество свободного газа;

· в трубах откладывается парафин.

На месторождении им. Р.С. Мирзоева основными осложнениями являются газ и парафин, поступающие вместе с добываемой нефтью.

Газ, поступающий в насос вместе с нефтью, как в свободном состоянии, так и в растворенный в ней, значительно облегчает добываемую продукцию. С падением плотности добываемой жидкости снижается основная сила, действующая в центробежных насосах - центробежная. Откачка жидкости ослабляется вплоть до полного отказа работы насоса.

Установки ЭЦН не могут работать с большими газовыми факторами. Большинство скважин, оборудованных ЭЦН на месторождении Мирзоева, работают с газовым фактором около 50 м³/т. Три скважины работают с большим газовым фактором: скв. №№ 96, 112 - 100 м³/т, скв. №87 - 200 м³/т. Поэтому все скважины оборудуются газосепараторами.

При откачке парафинистой нефти парафин отлагается на стенках насосных труб, уменьшая в них проход для жидкости. При значительных отложениях парафина проход может сузиться настолько, что поступление жидкости будет затруднено и даже невозможно. Причиной выпадения парафина из нефти является его охлаждение при подъеме по НКТ. Отложение парафина наблюдается часто в скважинах, имеющих высокий газовый фактор, т. к. газ усиливает снижение температуры. Отложения парафина начинаются с глубин около 800-900 метров и до самого устья. Далее парафин может отложиться в трубах на поверхности до сборного пункта, что также может влиять на производительность насоса, т.к. с ростом сопротивления движению жидкости растет давление.

Вдоль пути движения нефти уменьшаются температура и давление, выделяется газ, поток охлаждается, снижается растворяющая способность нефти, выделяются твердый парафин, мазеобразные асфальтены и смолы. Наиболее интенсивно парафин откладывается в подъемных трубах. Толщина его слоя на внутренней стенке труб увеличивается от нуля на глубине 900--300 м до максимума на глубине 200--50 м, а затем уменьшается за счет смыва отложений потоком. Отложения приводят к снижению дебита. При добыче высокопарафинистой нефти выпадение парафина неизбежно, поскольку температура всегда снижается.

Выкристаллизация парафина происходит на механических примесях нефти и на стенках оборудования. При этом парафин, выделившийся внутри объема, практически не принимает участия в формировании отложений. Такие кристаллы откладываются в основном на дне поверхностных резервуаров. Поэтому наиболее целесообразно добиться того, чтобы весь парафин выделялся не на стенках оборудования, а внутри объема.

Влияние солей несущественно и не оказывает практически никакого влияния на работу насосных установок. Малое содержание серы также не приносит проблем при добыче нефти. Дополнительные трудности создает низкое пластовое давление, которое продолжает падать, так как система ППД не обеспечивает компенсации отборов. Статические уровни некоторых скважин достигли величин 1900-2200 метров.

Таблица 2.1

Основные осложнения при работе ЭЦН на месторождении Мирзоева

№№ п/п.	№№ скв.	Основные причины снижения производительности	Причины подземных ремонтов
1	10	Отложения парафина	Снижение изоляции кабеля
2	13	Влияние газа, недогруз	Отсутствие подачи
3	23	Влияние газа, отложения парафина	Снижение дебита, депарафинизация
4	41	Влияние газа, отложения парафина	Снижение дебита, депарафинизация
5	87	Влияние газа, недогруз	Перевод на ЭЦН REDA
6	88	Влияние газа, отложения парафина	Перевод на ЭЦН REDA
7	92	Отложения парафина	Перегруз, изоляция «0»
8	96	Влияние газа, отложения парафина	Снижение дебита, депарафинизация
9	97	Влияние газа, отложения парафина	Перевод на ЭЦН REDA
10	105	Отложения парафина	Перегруз, изоляция «0»
11	106	Влияние газа, недогруз	Перевод на ЭЦН REDA
12	107	Отложения парафина	Перевод на ЭЦН REDA
13	112	Влияние газа, недогруз	Перевод на ЭЦН REDA
14	113	Отложения парафина	Перевод на ЭЦН REDA
15	122	Влияние газа, недогруз	Перевод на ЭЦН REDA
16	123	Влияние газа, недогруз	Отсутствие подачи

Если суммировать все осложнения, возникшие за год на скважинах, оборудованных ЭЦН, то картина выглядит следующим образом.

Рис. 2.14 Диаграмма распределения видов осложнений работы ЭЦН

1- Заклинивание насоса - 2;

2- Снижение изоляции - 1

3- Изоляция «0» - 2;

4- Перегруз - 2;

5- Недогруз - 6;

6- Влияние газа - 11;

7- Влияние парафина - 7

Кроме основных осложнений на добычу нефти влияет повышенная обводненность продукции скважин. При подборе установки дополнительные трудности создают глубина и кривизна скважин. В отличие от большинства месторождений Сахалина, на месторождении им. Мирзоева песок практически не мешает добыче нефти. Разрушения призабойных зон не происходит. Соли и сера содержатся в незначительных количествах и не оказывают влияния на процесс добычи нефти.

2.4 Мероприятия, применяемые в НГДУ для борьбы с осложнениями при добыче нефти ЭЦН на месторождении Мирзоева

Нефтяной газ в скважине выполняет работу по подъему жидкости с забоя на поверхность. Однако значительное количество свободного газа на приеме насоса приводит к уменьшению подачи насоса вплоть до нарушения подачи.

Методы борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насосов:

· использование защитных приспособлений - газосепараторов, при помощи которых часть свободного газа отводится от приема насоса в затрубное пространство скважины, затем газ отводится с затрубного пространства в выкидную линию;

· увеличением погружения насоса под динамический уровень жидкости в скважину, в результате чего возрастает давление на приеме насоса и, как следствие, уменьшается объем свободного газа за счет сжатия газа. Значительная часть газа может раствориться в нефти, часть газа растворяется в пластовой воде. При давлениях равных или больших давления насыщения весь газ растворяется в нефти и его вредное влияние полностью прекращается. Для использования этого метода необходимо подбирать насосы с большим напором, дополнительно требуется кабель и НКТ.

Вредное влияние газа на месторождении им. Мирзоева снижается при помощи газосепараторов, установленных под насосом. Все без исключения скважины снабжены газосепараторами. Когда этой меры не хватает, приходится делать допуск ЭЦН на большую глубину.

При добыче малопарафинистой нефти, когда интенсивность отложений парафина невелика, во время подземных ремонтов насосные трубы на поверхности освобождают от парафина при помощи ППУ. Этот способ применяют в тех случаях, когда парафин отлагается медленно и не создает серьезных осложнений в течение нескольких месяцев.

При добыче нефти с большим содержанием парафина применяют методы, которые не требуют остановки скважины и подъема труб на поверхность:

1) очистка труб механическими скребками, спускаемыми на проволоке с помощью лебедки. Соскребаемый со стенок труб парафин поднимается на поверхность вместе с продукцией скважины;

2) нагрев насосных труб горячей нефтью или водой, закачиваемой в затрубное пространство. Горячая жидкость, нагревая насосные трубы, расплавляет парафин на их стенках, и он выносится потоком жидкости на поверхность.

3) применение насосно-компрессорных труб, футерованных стеклом или лаками. В таких трубах парафин не откладывается, и эксплуатация скважин происходит в нормальных условиях. Применение в насосных скважинах труб, покрытых бакелитово-эпоксидными лаками, дает лучшие результаты по предотвращению отложений парафина. Бакелитово-эпоксидное покрытие обладает высокой механической прочностью и эластичностью, не разрушается до достижения предела упругой деформации металла, что обеспечивает больший межремонтный период работы скважины.

Процесс отложения парафина имеет адсорбционный характер. Поэтому защитные покрытия труб гидрофильными (смачивающимися водой) материалами оказались весьма эффективными для борьбы с отложениями парафина. Для создания защитных покрытий применяют лакокрасочные материалы, а также стекло, стеклоэмали.

Добавки в поток химических реагентов способствуют гидрофилизации стенок труб, увеличению числа центров кристаллизации парафина в потоке, повышению дисперсности частиц парафина в нефти. Такими реагентами могу быть водо- и нефтерастворимые ПАВ. Применение реагента ХТ-48 показало, что он не полностью предотвращает отложения, хотя скорость отложения снизилась.

Исследованиями установлено, что использование переменного магнитного поля увеличивает число центров кристаллизации в потоке и предотвращает отложение парафина.

Отложения парафина удаляют тепловыми и механическими способами. При тепловом способе проводят периодическую закачку в затрубное пространство скважины горячей нефти (газоконденсата), перегретого пара или паровоздушной смеси. При этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ. Для получения водяного пара используют паропередвижные автомобильные установки типа ППУА, а для нагрева нефти - агрегат депарафинизации передвижной типа 1 АДП-4-150.

При механическом способе используют скребки, которыми соскабливают отложения парафина со стенок труб. Их спускают и поднимают на проволоке с помощью электродвигателя автоматической депарафинизационной установки типа АДУ-3 или УДС-1. Подъем скребков происходит под действием напора газонефтяного потока, при этом вверху и внизу труб устанавливают амортизаторы.

Фактически на месторождении им. Мирзоева депарафинизация проводится при помощи скребков, спускаемых в скважину на проволоке. Для успешной депарафинизации скважин скребками на месторождении в процессе эксплуатации скважин определен срок периодичности скребкования. Некоторые скважины не требуют депарафинизации чаще, чем 2 раза в месяц. Но есть скважины, на которых скребкование проводится раз в 2-3 дня и даже ежедневно. Составлен график депарафинизации скважин скребками. Ежемесячно этот график обновляется в зависимости от изменяющихся условий. Интервал скребкования обычно установлен с большим запасом, до 1200 метров, исключающим полностью возможность образования парафиновых пробок. Если скребок не проходит в каком-либо интервале, то сразу же спускают в скважину скребок меньшего диаметра, затем после удачного прохождения меньшего скребка спускают прежний скребок, а для этой скважины увеличивают частоту скребкования.

Футерованные трубы на месторождении не применяются из-за их дороговизны.

Депарафинизация горячей нефтью применяется крайне редко по многим причинам, основной из которых является отсутствие необходимой техники (АДПМ).

В зимнее время из-за частых буранов невозможно подъехать к скважинам. Расчистка подъездов к скважинам затягивается также из-за отсутствия техники (бульдозеров). График скребкования срывается. Скважины могут прекратить работу. Для депарафинизации скважин в этом случае приходится привлекать бригады подземного ремонта скважин. Депарафинизация оборудования производится на устье после подъема из скважины НКТ.

2.5 Анализ наработки на отказ фонда скважин, оборудованных ЭЦН на месторождении Мирзоева

Основными осложнениями при работе скважин, оборудованных ЭЦН, на месторождении Мирзоева являются, как уже было отмечено, отложения парафина на стенках спущенного в скважину оборудования и газ, мешающий работе насосов. Вследствие этого растут, либо наоборот снижаются нагрузки на двигатель насоса. Насос работает с перегрузом или недогрузом. В обоих случаях двигатель насоса автоматически отключается, затем через некоторое время (заранее установленная задержка) насос автоматически включается. Если по-прежнему нагрузки не изменяются, то происходит очередное отключение, затем включение и т. д.

Частые отключения-включения не идут на пользу двигателю. Если вовремя не заметить подобной работы, то через некоторое время насос может выйти из строя (заклинивает насос, снижается изоляция кабеля, зачастую до полного исчезновения изоляции, горит двигатель). Количество ремонтов растет, межремонтный период уменьшается. В целом добыча снижается, а затраты растут.

В следующей таблице приведены сведения о количестве произведенных ремонтов и межремонтных периодах работы всех скважин, оборудованных ЭЦН на месторождении Мирзоева, за 2001-2005гг. Отдельно даны сведения о межремонтных периодах до перевода на ЭЦН REDA и после. По скважинам, недавно переведенным на ЭЦН REDA и не ремонтируемым после перевода, данных по межремонтному периоду нет.

Средний МРП до перевода менее 200 суток, после перевода - более 500 суток. Межремонтный период увеличился в 2,5 раза. Этот показатель следует увеличить в 2-3 раза, так как сведений по МРП скважин, переведенных на зарубежные насосы, практически пока не получены. Теоретически МРП этих скважин может достигнуть величин 1500 суток и более. По состоянию на 1.06.06 МРП скважин, оборудованных насосами ЭЦН REDA уже превысил в среднем 500 суток и продолжает расти. Отдельные насосы в НГДУ работают уже свыше трех лет. Вывод о МРП насосов фирмы Shlumberger на месторождениях НГДУ можно будет сделать через 2-4 года, когда основная часть скважин будет переведена на работу с этими насосами. Месторождение им. Р.С. Мирзоева планируется полностью перевести на УЭЦН REDA фирмы Shlumberger.

Таблица 2.2

Сведения о ремонтах скважин ЭЦН на месторождении Мирзоева за период 2001-2005 гг.

№№ скв.	Количество ремонтов	Межремонтный период, сут	Причины подземных ремонтов
		До перевода на REDA	После перевода на REDA
10	9	186		Снижение изоляции кабеля, отложения парафина
13	12	129		Отсутствие подачи, влияние газа, недогруз
23	11	142		Снижение дебита, депарафинизация, влияние газа, отложения парафина
41	7	215		Снижение дебита, депарафинизация, влияние газа, отложения парафина
87	4	221	568	Перевод на ЭЦН REDA 12.11.02. Влияние газа, недогруз
88	5	167	561	Перевод на ЭЦН REDA 23.11.02. Влияние газа, отложения парафина
92	14	126		Перегруз, изоляция «0», отложения парафина
96	8	204	-	Перевод на ЭЦН REDA 27.12.05. Снижение дебита, депарафинизация, влияние газа, отложения парафина
97	2	186	721	Перевод на ЭЦН REDA 24.06.01. Влияние газа, отложения парафина
105	13	129		Перегруз, изоляция «0», отложения парафина
106	8	175	(> 400)	Перевод на ЭЦН REDA 08.12.04. Влияние газа, недогруз
107	5	220	452	Перевод на ЭЦН REDA 13.06.03. Отложения парафина
112	7	169	312	Перевод на ЭЦН REDA 09.06.03. Влияние газа, недогруз
113	9	199	-	Перевод на ЭЦН REDA 12.02.06. Отложения парафина
122	8	207	-	Перевод на ЭЦН REDA 24.10.05. Влияние газа, недогруз
123	14	126		Отсутствие подачи, влияние газа, недогруз

Ниже приведена диаграмма, показывающая соотношения межремонтных периодов для пяти скважин, переведенных на ЭЦН REDA, до и после перевода (для остальных скважин пока нет данных о межремонтном периоде, т. к. не было ремонтов после перевода на ЭЦН REDA).



Рис. 2.15 Соотношение межремонтных периодов до и после перевода на ЭЦН REDA

2.6 Подбор оборудования и оптимизация работы скважин, оборудованных ЭЦН на месторождении Мирзоева

2.6.1 Цель оптимизации (причина)

Под оптимизацией работы уже эксплуатируемых установок понимается решение задач, связанных с подбором только некоторых узлов установки и режимных параметров. В качестве критерия оптимальности при сопоставлении возможных вариантов компоновки оборудования может быть использован минимум условных затрат на подъём нефти из скважины.

Оптимальной работой установки ЭЦН может считаться непрерывная работа в течение не менее одного года. В НГДУ был сделан подсчет окупаемости вновь приобретенных установок фирмы Shlumberger. При условии сохранения дебитов нефти в среднем по скважинам месторождения Мирзоева, окупаемость установки достигается в течение 85 суток. В течение года установка дает прибыль, превышающую ту, которая достигается российскими установками, работающими в настоящее время. Работа установок REDA рассчитана на многолетнюю работу без подъема на поверхность (до 10 лет).

При низких уровнях жидкости в скважине необходимо спускать установку на большую глубину, достигающую на месторождении Мирзоева 3000 метров. Установки REDA способны развивать напоры, превышающие 3000 метров.

Найденная глубина спуска корректируются в последующем на основе замеров дебита скважины и замеров динамических уровней эхолотом. Снимаются также параметры работы установки: сила тока, напряжение, сопротивление, записываемые непрерывно в течение всей работы насосов. После комплексной проверки может быть принято решение об изменении параметров работы насосной установки.

Корректировка может состоять в изменении глубины спуска насоса, смене установки полностью, изменении диапазона допустимых нагрузок.

После успешной корректировки, т. е. получения заданного дебита жидкости, можно считать режим откачки в первом приближении оптимальным. Действительно, подбор оборудования делается так, что оно соответствует характеристике скважины: нет излишней бесполезной грузоподъемности и мощности оборудования и в то же время оно не перегружено, что могло бы вызвать неполадки и дополнительный ремонт.

Однако даже в течение короткого времени эксплуатации может выясниться необходимость изменения режима откачки или применения другого типа насоса и т. д. с тем, чтобы приблизить работу установки и режим эксплуатации скважины к оптимальным. Кроме того, оптимизация режимов эксплуатации и откачки скважин с очень вязкой жидкостью (нефть или стойкая эмульсия), а также скважин с фонтанными проявлениями или с большим содержанием песка в жидкости, частыми отложениями парафина в подъемнике и т. д. требует особого подхода даже при первоначальном выборе оборудования.

Выбор оборудования должен быть согласован с данными прогноза изменения дебитов скважин и высот подъема жидкости с течением времени. Если в ближайшие годы ожидается существенное увеличение дебитов или высот подъема жидкости, надо выбирать установки с учетом этого обстоятельства, т. е. не по текущему дебиту и высоте подъема, а по будущему, планируемому. Некоторая излишняя грузоподъемность и мощность установки в первый период эксплуатации в этом случае вполне оправдана.

После корректировки режима работы скважины проводят дополнительные исследования, ежедневно контролируют работу УЭЦН, прослеживают изменение динамических уровней эхолотом, замеряют дебиты, производят отбор проб для определения обводненности продукции и содержания механических примесей. На основании проведенных исследований корректируется работа скважины, намечаются мероприятия для дальнейшей оптимизации работы скважины, составляется уточненный технологический режим.

2.6.2 Методика подбора оборудования на промыслах

Установки по характеристике скважины выбирают в следующем порядке:

1) определяют необходимый напор насоса;

2) с учетом влияния вязкости пластовой жидкости и газосодержания на характеристику скважинного центробежного насоса определяют параметры насоса для подачи им воды (с целью выбора типоразмера насоса по данным завода-изготовителя);

3) выбирают несколько установок насосов из числа, выпускаемых промышленностью;

4) определяют глубину подвески центробежного насоса в скважине;

5) определяют мощность двигателя насосного агрегата и уточняют его типоразмер;

б) проверяют возможность подачи насосом тяжелой жидкости;

7) проверяют параметры выбранного ранее кабеля и насосно-компрессорных труб;

8) проверяют диаметральные размеры насосного агрегата, труб и кабеля;

9) проверяют параметры трансформатора;

10) сравнивают экономические показатели нескольких предварительно выбранных типоразмеров установок;

11) проверяют рациональность применения для подъема жидкости скважинного центробежного насоса по сравнению с другими способами подъема и видами насосов.

Для выбора установки необходимо знать характеристику скважины: отбор жидкости из скважины, глубину уровня жидкости в скважине, характеристику пластовой жидкости (содержание нефти, воды, газа, механических примесей -- песка; плотность и вязкость); размеры обсадной колонны скважины; устьевое давление, скважины для обеспечения подачи пластовой жидкости до групповой установки сбора нефти или до нагнетательных скважин (при закачке пластовых вод).

Для выбора насоса необходимо определить давление жидкости, которое он должен создавать. Это давление увеличивается с увеличением глубины скважины, гидравлических сопротивлений в трубах, противодавления на устье скважины. С другой стороны, необходимое давление уменьшается за счет работы газа, отбираемого из скважины вместе с жидкостью. Газ по мере приближения к устью скважины расширяется и увлекает за собой жидкость.

При выборе скважинного центробежного насоса необходимо знать параметры для подачи им воды, поскольку технические показатели насосов, приводимые в стандартах, технических условиях, паспортах, каталогах приведены именно для таких условий. Поэтому при подаче пластовой жидкости учитывают вязкость и содержание в ней газа, так как эти показатели отрицательно влияют на работу насосных установок.

Для насосов с небольшой подачей учитывают нагрев жидкости при прохождении ее около двигателя и через насос, в результате чего вязкость жидкости уменьшается.

По полученным подаче и напору насоса (при работе на воде) с использованием стандартов и каталогов находят его необходимый типоразмер. При известном внутреннем диаметре обсадной колонны скважины определяют допускаемый габаритный размер насосного агрегата (обычно зазор между насосным агрегатом и обсадной колонной составляет не менее 6 мм).

По габаритному размеру агрегата, заданному отбору жидкости, давлению, которое должен создавать насос, выбираются 2--3 типоразмера установок. В стандартах и каталогах приводятся сведения по комплектации насосных агрегатов трубами, кабелями, трансформаторами, станциями управления. Таким образом, определяют все оборудование, составляющее установку скважинного центробежного насоса.

Установку подбирают так, чтобы необходимые подача и напор находились в рабочей части характеристики насоса. При этом возможна некоторая подгонка параметров выпускаемых промышленностью насосов к характеристике скважины.

Глубину подвески насоса определяют главным образом в зависимости от двух факторов: ухудшения рабочих параметров системы насосной агрегат -- подъемные трубы вследствие попадания свободного газа на вход насоса ‚(чем меньше погружение под уровень жидкости, тем больший объем газа поступает в насос и тем хуже его характеристика) и уменьшения затрат на оборудование и ремонт при уменьшении глубины погружения насоса (меньше длина труб и кабеля, а также глубина, с которой насосный агрегат поднимается для ремонта).

Мощность электродвигателя определяют с учетом к. п. д. насоса при подаче им пластовой жидкости с соответствующей вязкостью.

По параметрам двигателя (пусковому и рабочему току, напряжению и мощности) проверяется кабель. Кабель должен иметь возможно меньший диаметр, но при этом в нем не должно теряться более 5--6 % мощности установки, а при включении двигателя снижение напряжения не должно приводить к невозможности его пуска.

Ниже приведена методика подбора УЭЦН, применявшаяся в НГДУ до начала использования зарубежных насосов. В настоящее время подбор ведется по программе на компьютере.

Методика позволяет подобрать расчетным путем оборудование для эксплуатации скважины ЭЦН и определить удельный расход электроэнергии при его работе.

Необходимые исходные данные:

1. Наружный диаметр эксплуатационной колонны Д (мм);

2. Глубина скважины Н_ф (м);

3. Дебит жидкости Q (м³/сут);

4. Статический уровень h_ст (м);

5. Коэффициент продуктивности скважины К (м³/сут МПа);

6. Кинематичиская вязкость жидкости х (м²/с);

7. Газовый фактор G_о (м³/м³);

8. Расстояние от устья скважины до сепаратора l (м);

9. Превышение уровня жидкости в сепараторе над устьем скважины h_г (м);

10. Избыточное давление в сепараторе Р_с (МПа);

11. Плотность добываемой жидкости с_ж (кг/м³);

Расчет:

Выбор диаметра насосных труб.

Диаметр насосных труб определяется их пропускной способностью и возможностью размещения труб в скважине (с учетом соединительных муфт) вместе с кабелем и агрегатом.

Пропускная способность труб связана с их КПД (з_тр). КПД труб изменяется от 0,92 до 0,99 и зависит в основном от диаметра и длины НКТ. КПД труб, как правило, следует брать не ниже 0,94.

Так как очень часто ЭЦН применяют для форсированного отбора жидкости из сильно обводненных скважин с вязкостью нефти близкой к вязкости воды (х = 1·10^-6 м²/с при Т = 293 К), то в целях облегчения расчета для этих условий построены кривые потерь напора на участке 100 м.

Для определения диаметра труб необходимо из точки дебита провести вертикаль вверх до пересечения кривых потерь напора в трубах разного диаметра. Затем, исходя из предварительно принятого КПД (например 0,94), найти в пересечении вертикали с линией 0,94 необходимый диаметр труб. При пересечении кривых для труб нескольких диаметров предпочтение надо отдать тому, который дает более высокий к. п. д., учитывая при этом также прочность труб и возможность размещения их в скважине.

Рис. 2.16 Кривые потерь напора в насосных трубах

Из рис. 2.16 видно, что к. п. д. насосных труб -- з_тр = 0,94 (пунктирная линия) пропускная способность 48-мм труб примерно равна 140 м³/сут. Если устраивает дебит, можно принять трубы с d = 48 мм, но более высокий КПД получим с трубами с d = 60 мм.

Определение необходимого напора ЭЦН

Необходимый напор определяется из уравнения условной характеристики скважины

Н_с = h_ст + Дh + h_тр + h_г + h_с,

где h_ст -- статический уровень; Дh = Q/К -- депрессия при показателе степени уравнения притока, равном единице; h_тр -- потери напора за счет трения и местных сопротивлений при движении жидкости в трубах от насоса до сепаратора; h_г -- разность геодезических отметок устья скважины и сепаратора; h_с -- избыточный напор в сепараторе.

где L -- глубина спуска насоса, м; L = h_д + h. Здесь h_д -- расстояние от устья до динамического уровня, h_д = h_ст + Дh; h -- глубина погружения насоса под динамический уровень, которая зависит от количества свободного газа на этой глубине и определяется приближенно расчетными способами различного рода.

Коэффициент гидравлического сопротивления л при движении в трубах однофазной жидкости определяется в зависимости от числа Рейнольдса Re и относительной гладкости труб k_s:

где d -- внутренний диаметр НКТ.

Относительная гладкость труб

k_s = d/2Д

d -- диаметр труб, мм; Д -- шероховатость стенок труб, мм (для труб, не загрязненных отложениями солей и парафина, ориентировочно принимаем Д = 0,1 мм).

По полученным значениям Re и k_s находим из графика (рис. 2.17) л.



Рис. 2.17 График для определения коэффициента гидравлического сопротивления в зависимости от числа Рейнольдса и относительной гладкости труб

Подбор насоса

Существующий нормальный ряд российских ЭЦН предусматривает в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны и дебитов скважин 15 насосов разных типов, а с учетом возможных напоров -- 105 типоразмеров.

Насос для скважин подбирается в соответствии с характеристикой скважины, ее дебитом, необходимым напором и диаметром эксплуатационной колонны на основании характеристики ЭЦН.

Рис. 2.18 Рабочая характеристика насоса

Характеристику насоса можно приблизить к условной характеристике скважины путем уменьшения подачи насоса при помощи штуцера или задвижки, установленных на выкидной линии, и за счет уменьшения числа ступеней насоса.

При первом способе дебит и напор изменяются по кривой рабочей характеристики насоса Q = f(Н_н). При этом уменьшается з_н, поэтому выгоднее применять второй способ, при котором з_н практически не изменяется.

Число ступеней, которое надо снять с насоса для получения необходимого напора, равно

Если рассчитанное количество ступеней меньше, то вместо снятых ступеней внутри корпуса насоса устанавливаются проставки.

...