Анализ работы скважин оборудованных УЭЦН на Повховском месторождении

    Круглый кабель крепится  к НКТ, а плоский — только  к нижним трубам колонны НКТ и к насосу. Переход от круглого кабеля к плоскому сращивается методом горячей вулканизации в специальных прессформах и при недоброкачественном выполнении такой сростки может служить источником нарушения изоляции и отказов. В последнее время переходят только к плоским кабелям, идущим от ПЭДа вдоль колонны НКТ до станции управления.

    Кабели обладают активным  и реактивным сопротивлением. Активное  сопротивление зависит от сечения  кабеля и частично от температуры.

В кабеле происходит потеря электрической мощности, обычно от 3 до 15 % общих потерь в установке. Потеря мощности связана с потерей напряжения в кабеле. Эти потери напряжения, зависящие от тока, температуры кабеля, его сечения и пр., вычисляются по обычным формулам электротехники. Они составляют примерно от 25 до 125 В/км. Поэтому на устье скважины напряжение, подаваемое к кабелю, всегда должно быть выше на величину потерь по сравнению с номинальным напряжением ПЭДа. Возможности такого повышения напряжения предусмотрены в автотрансформаторах или трансформаторах, имеющих для этой цели в обмотках несколько дополнительных отводов.

   Первичные обмотки трехфазных  трансформаторов и автотрансформаторов всегда рассчитаны на напряжение промысловой электросети, т. е. на 380 В, к которой они и подсоединяются через станции управления. Вторичные обмотки рассчитаны на рабочее напряжение соответствующего двигателя, с которым они связаны кабелем. Эти рабочие напряжения в различных ПЭДах изменяются от 350В (ПЭД10-103) до 2000 В (ПЭД65-117; ПЭД125-138). Для компенсации падения напряжения в кабеле от вторичной обмотки делается 6 отводов (в одном типе трансформатора 8 отводов), позволяющих регулировать напряжение на концах вторичной обмотки с помощью перестановки перемычек. Перестановка перемычки на одну ступень повышает напряжение на 30—60 В в зависимости от типа трансформатора.

Все трансформаторы и автотрансформаторы немаслозаполненные с воздушным охлаждением закрыты металлическим кожухом и предназначены для установки в укрытом месте. Они комплектуются с подземной установкой, поэтому их параметры соответствуют данному ПЭДу.

В последнее время трансформаторы находят более широкое распространение, так как это позволяет непрерывно контролировать сопротивление вторичной обмотки трансформатора, кабеля и статорной обмотки ПЭДа. При уменьшении сопротивления изоляции до устанозленной величины (30 кОм) установка автоматически отключается.

При автотрансформаторах, имеющих прямую электрическую связь между первичной и вторичной обмотками, такого контроля изоляции осуществлять нельзя.

Трансформаторы и автотрансформаторы имеют к. п. д. около 98—98,5 %. Масса их в зависимости от мощности колеблется от 280 до 1240 кг, габариты от 1060Х420Х800 до 1550Х690Х1200 мм.

Работа УПЦЭН управляется станцией управления ПГХ5071 или ПГХ5072. Причем станция управления ПГХ5071 применяется при автотрансформаторном питании ПЭДа, а ПГХ5072— при трансформаторном. Станции  ПГХ5071 обеспечивают мгновенное отключение установки при замыкании токоведущих элементов на землю. Обе станции управления обеспечивают следующие возможности контроля и управления работой УПЦЭН.

1. Ручное и автоматическое (дистанционное) включение и

отключение установки.

2. Автоматическое включение установки  в режиме самозапуска после восстановления подачи напряжения в промысловои сети. 

3.  Автоматическую работу установки на периодическом режиме (откачка, накопление) по установленной программе с суммарным временем 24 ч.

4. Автоматическое включение и  отключение установки в зависимости от давления в выкидном коллекторе при автоматизированных системах группового сбора нефти и газа.

   5. Мгновенное отключение  установки при коротких замыканиях и при перегрузках по силе тока на 40%, превышающих нормальный рабочий ток.

   6.  Кратковременное отключение  на время до 20 с при перегрузках  ПЭДа на 20 % от номинала.

   7. Кратковременное (20 с) отключение  при срыве подачи жидкости  в насос.

Двери шкафа станции управления имеют механическую блокировку с блоком рубильников. Имеется тенденция к переходу на бесконтактные, герметически закрытые станции управления с полупроводниковыми элементами, которые, как показал опыт их эксплуатации, более надежны, не подвержены воздействию пыли, влаги и осадков.

Станции управления предназначены для установки в помещениях сарайного типа или под навесом (в южных районах) при температуре окружающей среды от —35 до +40 °С.

Масса станции около 160 кг. Габариты 1300х850х400 мм. В комплект поставки УПЦЭН входит барабан с кабелем, длина которого определяется заказчиком.

Во время эксплуатации скважины по технологическим причинам глубину подвески насоса приходится изменять. Чтобы не рубить и не наращивать кабель при таких изменениях подвески, длина кабеля берется по максимальной глубине подвески данного насоса и при меньших глубинах его излишек оставляется на барабане. Этот же барабан используется для намотки кабеля при подъеме ПЦЭН из скважин.

При постоянстве глубины подвески и стабильных условиях работы насоса конец кабеля заправляется в соединительную коробку, и необходимость в барабане отпадает. В таких случаях при ремонтах используют специальный барабан на транспортной тележке или на металлических санях с механическим приводом для постоянного и равномерного подтягивания извлекаемого из скважины кабеля и намотки его на барабан. При спуске насоса с такого барабана равномерно подается кабель. Барабан приводится в движение электроприводом с реверсом и фрикционом для предупреждения опасных натяжений. На нефтедобывающих предприятиях с большим числом УЭЦН используют специальный транспортировочный агрегат АТЭ-6 на базе грузового вездехода КаАЗ-255Б для перевозки кабельного барабана и другого электрооборудования, в том числе трансформатора, насоса, двигателя и узла гидрозащиты.

Для погрузки и разгрузки барабана агрегат снабжен откидными направлениями для накатывания барабана на платформу и лебедкой с тяговым усилием на канате 70 кН.

 

 

2.2 Анализ эксплуатации  скважин, оборудованных УЭЦН

 

2. 2 .1 Сравнение работы  УЭЦН и ШСНУ

 

На сегодняшний день основной фонд добывающих скважин механизирован практически из двух видов установок: УЭЦН и ШСНУ.

Установка глубинного штангового насоса состоит из плунжерного насоса, насосных труб, штанг и станка-качалки с электродвигателем, редуктором, устройством преобразования вращательного движения в возвратно-поступательное движение балансира.

Глубинный штанговый насос располагают в скважине на определённой глубине ниже уровня жидкости. Привод насоса устанавливают на поверхности у устья скважины. Движение плунжера осуществляется посредством штанг, свинченных между собою и пропущенным внутри колонны НКТ.

При работе электродвигателя его вращательное движение передаётся при помощи кривошипа и шатуна балансиру станка-качалки, который совершает возвратно-поступательное движение. Число качаний колеблется от 5 до15 в минуту. Подача насоса зависит от длины хода, диаметра и числа двойных ходов плунжера.

Это простое в конструктивном исполнении устройство стало самым распространённым способом механической добычи нефти.

Однако, несмотря на относительную простоту конструкции и широкое применение в нефтедобывающей промышленности, установки глубинных штанговых насосов имеют много недостатков. Основным их недостатком является наличие механической связи между станком-качалкой и насосом в виде длинной колонны штанг, которая, не обладает достаточной прочностью и ограничивая передаваемую насосу мощность, снижает надёжность и межремонтный период работы установки и скважины. Под действием знакопеременных нагрузок, возрастающих с увеличением глубины подвески насоса и отбора жидкости, часто происходят аварии в результате обрыва и отвинчивания (отворота) штанг.

Другие недостатки данного способа эксплуатации:

• ограниченная производительность;
• большая металлоёмкость, громоздкость;
• наличие вращающихся и движущихся частей на поверхности;
• неполная герметизация устья скважины.

Значительно усложняются условия механизированной добычи нефти в связи с ростом обводнённости пластов и форсированными отборами жидкости.

Из приведённых выше описаний следует, что скважины, оборудованные УЭЦН, выгодно отличаются от скважин, оборудованных глубинонасосными установками.

Во-первых, погружной электродвигатель, расположенный в скважине, насосу передачу более высокой мощности, и как следствие, установки электроцентробежных насосов более производительны и могут осуществлять подъём жидкости с больших глубин, чем установки штангового скважинного насоса.

Во-вторых, на поверхности нет механизмов с движущимися частями, отсутствуют громоздкие металлоёмкие станки-качалки и массивные фундаменты, необходимые для их установки. Применение такого оборудования позволяет вводить скважины в эксплуатацию в любой период года без больших затрат времени и средств на сооружение фундаментов и монтаж тяжёлого оборудования. Наземное оборудование, ввиду его малых габаритов, небольшого веса и наличия защитных кожухов, в зависимости от климатических условий может быть установлено непосредственно на открытом воздухе, либо в небольшой не отапливаемой будке.

В-третьих, при эксплуатации скважин установками ЭЦН устье легко поддаётся герметизации, что позволяет осуществлять сбор и отвод попутного газа.

В-четвёртых, простота монтажа установки. Спуск насоса в скважину отличается от обычного спуска НКТ лишь наличием кабеля и необходимостью его крепления к трубам, сборка же самого электронасоса на устье скважины проста и занимает по нормам времени не более 2-3 часов.

Характерной особенностью установок ЭЦН является простота обслуживания, экономичность и относительно большой межремонтнный период их работы.

Но УЭЦН обладают и серьёзными недостатками:

                      -существенное снижение эффективности их работы при откачке        

     высоковязких  жидкостей и водонефтяных эмульсий, а также при 

     повышенном содержании в продукции  скважины свободного газа;

                       -размещение погружного электродвигателя  в скважине предъявлять 

     высокие требования к надёжности гидрозащиты;

                      -наличие длинного кабеля, помещённого  в агрессивную среду,     

     предъявляет  высокие требования к его изоляции;

-ограничение области  применения УЭЦН температурой  откачиваемой                           продукции;

-сложность погружного  оборудования, и как следствие  высокая стоимость                               приобретения и ремонта;

• высокие требования по подбору типоразмера и выводу на режим установки.

 

 

 

 

2.3   Анализ эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН в

        НГДУ ”ПН”  за 6 месяцев 2001 года

 

Таблица 2.3

             Фонд добывающих скважин по Повховскому месторождению

   

Фонд скважин	На 1.01. 2000 г			На 1.06. 2000 г.
	ЭЦН	ШГН	Всего	ЭЦН	ШГН	Всего	+, -
Экспл.	597	1173	1770	654	1 161	1 865	+95
Дейст.	515	622	1137	579	670	1 275	+138
Рабоч.	499	576	1075	551	608	1 184	+109

 

 

 

2.3.1 Динамика наработки на отказ  скважинного оборудования  УЭЦН.

 

За скользящий год на УЭЦН произошло 811 отказов из них: отечественный фонд – 636 отказов, 175 по импортному фонду (по импортному фонду УЭЦН за июнь месяц  произошло  12  отказов, по отечественному фонду УЭЦН за июнь месяц 56 отказов).                    

 

 

Таблица 2.3.1

Повховское месторождение.

             

ЦДНГ	Отечественные УЭЦН 2005г	Импортные УЭЦН 2005г	УЭЦН общ. 2005 г.	Динамика
Цех№1 Цех№2 Цех№3 Цех№4 Цех№5 Повх	441  (422)  466  (509)   474  (451)  361  (319)  425  (287)  422  (386)	1 033 (934)  995  (745)  545  (831)  938  (940)  753 (844)  850 (877)	547 (554) 561 (555) 495 (546) 470 (490) 523 (438) 516 (510)	-7 +6 -51 -20 +85 +6

 

 

    За  июнь месяц 2005 года  наработка на отказ выросла,  по отечественным УЭЦН, на 36 сутки и составила 418 суток,  по импортным УЭЦН, наблюдается падение на 27 суток наработка составила 850 суток .Общая наработка по месторождению выросла  на 6 суток по сравнению с 2000 годом  ( 510 сут.) табл.2.3.1.

Рост наработки на отказ наблюдается по ЦДНГ-  2, 5. Снизилась наработка по сравнению с 2004 годом по ЦДНГ –  1, 3, 4 но плановые нормативы выполняются.

 

 

 

                               Анализ работы отдельных узлов установок

 

Ремонты скважин, оборудованных УЭЦН не отработавших

гарантийный срок эксплуатации

 

Всего за 6 месяцев на эксплуатационном  фонде УЭЦН 1315 скв., произведено 545 ремонтов, в числе 238 ремонтов не отработавших гарантийный срок, что составляет 43 % от общего количества ремонтов (табл.2.3.2.) Количество ремонтов установок не отработавших гарантийный срок осталось  на уровне 2005 года.

   Рассмотрим распределение  по виновности структурных подразделений: