Анализ работы скважин оборудованных УЭЦН на Повховском месторождении

 

Для сопоставления фактически установленного оборудования и подобранного оборудования сведем все данные в таблицу 4.12

Из таблицы 4.12 можно сделать следующий вывод: суммарная глубина подвески по трём скважинам изменилась на 59 м, т.е. в среднем на 19,67 м на одну скважину.

 

 

Сопоставление фактически установленного и подобранного оборудования

 

 

Таблица 4.12

Номер скважины	Типоразмер насоса		Типоразмер ПЭД		Глубина подвески, м
	Факт	расчет	факт	расчет	факт	расчет	изменение
4460 4464 4486	ЭЦНМ5–50–1550 ЭЦНМ5–50–1550 ЭЦНМ5–50–1550	У2ЭЦН5–80–1200 У2ЭЦН5–80–1200 У2ЭЦН5–40–1400	ПЭД–40–103 ПЭД–40–103 ПЭД–40–103	ПЭД–28–103 ПЭД–28–103     ПЭД–28–103	1870 1940 1740	1870 1974 1765	0 34 25
Сумма					5550	5609	59

 

 

 

 

 

4.1 Оценка технологической  эффективности подбора УЭЦН

 

После смены насосов коэффициент подачи (критерий соответствия производительности скважины и установленного оборудования)  всёх трёх скважин удовлетворяет условию (2.4.2) . Следовательно, установки стали работать в оптимальном режиме, а межремонтный период увеличился,  скважины при этом меньше времени находятся в простое (в ремонте), что ведет к дополнительной добыче нефти.

 

 

 

4.2 Требования  безопасности и охраны окружающей  среды

Требования безопасности предъявляются к элементам конструкции насосных установок и системам управления ими; к устройству средств защиты, входящих в конструкцию установок; к проведению транспортных, монтажных и ремонтных работ, а также к правилам хранения оборудования.

Ниже приведен ряд конкретных требований безопасности к поверхностным и скважинным центробежным насосным установкам.

Для нефтяных насосов обязательна их эксплуатация только с электродвигателями во взрывозащищенном исполнении. Допускается применение электродвигателей в обычном исполнении с установкой их в отдельном помещении через разделительную стенку.

Все открытые движущиеся составные части установок, могущие служить причиной травмирования обслуживающего персонала, должны иметь ограждения (кожухи). Например, муфта, соединяющая валы поверхностного насоса и электродвигателя, движущиеся составные части механизмов кабеленаматывателя и кабелеукладчика должны иметь прочное защитное ограждение. Ограждения (кожухи) должны быть надежно закреплены и при необходимости частого осмотра иметь скобы или другие устройства для удобного и безопасного их снятия.

Составные части оборудования массой более 20 кг, имеющие неудобную для строповки конструкцию, должны иметь специальные устройства (отверстия, приливы,       рым-болты и т. п.) для подъема грузоподъемными средствами. Эти устройства должны размещаться с учетом положения их центра тяжести.

Монтаж и ремонт элементов установок, находящихся на высоте 1800 мм и более от уровня земли, должны выполняться со специальных площадок, выполненных в соответствии с ГОСТом.

 Насосы, подающие нефть и нефтепродукты, должны иметь отвод утечек из насоса.

Детали уплотнений нефтяных насосов должны выполняться из материалов, не дающих искрообразования.

Уплотнения насосов должны исключать возможность проникновения подаваемой жидкости и нефтяных газов из корпуса насоса в машинный зал.

Конструкция устьевого оборудования насосных и нагнетательных скважин должна обеспечивать:

• герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространств;
• возможность спуска в скважину скважинного оборудования, приборов для  контроля;
• возможность закачки газа, жидкости или другого рабочего агента в межтрубное, затрубное и трубное пространство скважины и сброса давления из затрубного пространства;
• возможность установки манометров для контроля давления в трубном и затрубном пространстве скважины (для смены манометров и защиты их от замерзания и контакта с рабочей средой должна предусматриваться их установка с разделителем сред и запорным устройством).

Конструкция направляющего ролика должна обеспечивать свободное (без заклинивания) набегание кабеля, а также исключать возможность его соскакивания.

Диаметр направляющего ролика должен быть не менее 25 диаметров кабеля наибольшего размера.

В конструкции направляющего ролика для компенсации неравномерности движения и натяжения кабеля при спуско-подъёмных операциях должен предусматриваться амортизатор.

Скорость вращения кабеленаматывателя должна быть не более 0,25 м/с. Конструкция кабеленаматывателя должна обеспечивать плавную, без рывков и плотную (виток к витку) намотку кабеля и автоматическую остановку при недопустимой натяжке кабеля.

От станции управления до устья скважины (расстояние не менее 20 м) кабель подвешивается на металлических стойках на высоте 0,5 м, расстояние между стойками — не более 3 м.

В местах пересечения дороги кабель помещается в металлическую трубу.

Кабель должен иметь открытое соединение для избежания прохода по кабелю газа из скважины в помещение станции управления и для предотвращения, взрывоопасной концентрации газа.

Заземлению подлежат: специальный болт с шайбой на электродвигателе поверхностного насоса; оборудование устья скважины при эксплуатации скважинным центробежным насосом; металлический корпус соединительной коробки кабеля; корпуса станции управления, трансформаторов, броня кабеля  (сопротивление контура заземления должно быть не более 4 Ом).

При монтаже в одном канале, в одной трубе или металлорукаве электропроводов для различных напряжений все провода должны быть выбраны с изоляцией по высшему напряжению.

Дверцы шкафов с электрооборудованием должны быть сблокированы с вводным выключателем таким образом, чтобы исключалась возможность их открывания при включенном вводном выключателе.

Станция управления оборудуется коммутационной и защитной аппаратурой с указанными в соответствующем разделе функциями.

 

Выводы

 

УЭЦН можно использовать для добычи большого количества жидкости из самых глубоких и наклонно-направленных скважин, где нельзя установить другое оборудование, применение УЭЦН не требует каких-либо сооружений или фундаментов и позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любых районах в любое время года. УЭЦН не требует постоянного ухода и наблюдения за работой. Добыча жидкости скважинами, оборудованными УЭЦН, обходится значительно дешевле, межремонтный период работы этих скважин больше по сравнению с другими видами механизированной добычи.

По Повховскому месторождению фонд добывающих скважин на 1 июля 2001 года распределился следующим образом:

• эксплуатационные – 1315;
• действующие – 1239;
• рабочие – 1223.

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).

Существенным резервом повышения технико-экономических показателей эксплуатации (увеличения межремонтного периода работы скважины и снижения удельного расхода электроэнергии на подъем нефти) и дебита нефти добывающих скважин является оптимизация режима работы насосного фонда.

Задача расчетов заключается в том, чтобы для каждой конкретной скважины с учетом ее характеристик подобрать все звенья УЭЦН и глубину спуска насоса. Решение ее связано с выполнением большого объема вычислительной работы с применением ЭВМ.

На производстве при подборе оборудования УЭЦН упускаются важные факторы, такие как газовый фактор, а следовательно и содержание свободного газа на приёме насоса  или же то, что характеристика насоса при работе с вязкой жидкостью меняется. Поэтому пластовая энергия и возможности насосного агрегата могут быть использованы нерационально, установки при этом работают в неоптимальном режиме, что в свою очередь ведёт к быстрому выходу насосов из строя, а следовательно к снижению межремонтного периода.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

 

 

1 Богданов А.А. Погружные  центробежные электронасосы для  добычи нефти. – М.: Недра, 1965. – 272 с.

2 Галлямов М.Н., Батталов  Р.М., Узбеков Р.Б. Установление оптимальных  режимов эксплуатации скважин, оборудованных  УЭЦН // Нефтепромысловое дело, 1981.- №12. – С.14-16.

3 Гафаров З.Р, Гафаров  Ш.А  Методические указания к  оформлению курсовых и дипломных  проектов. – Уфа.:  Издательство   УГНТУ, 1998.

4 Девликамов В.В., Зейгман  Ю.В. Техника и технология добычи  нефти.           

 Уфа: Изд. Уфимс. нефт. ин-та, 1987. – 116 с.

5 Кабиров М.М,Ражетдинов  У.З  Способы скважинной добычи  нефти.            – Уфа.:  Издательство   УГНТУ, 1994.

6 Молчанов А.Г.,Чичеров В.Л  Нефте  промысловые машины и механизмы

-М.:Недра, 1983 – 147 с.