Проектирование, диагностика и оптимизация работы установок электроцентробежных насосов. Технологический режим работы скважин. Исследование работы УЭЦН.

Отличительная особенность установок погружного центробежного (УЭЦН) - перенос первичного двигателя в скважину к насосу.

Область применения - это высокодебитные, обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 25-1300 м3/сут и высотой подъема 500-2000 м.

УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ (рис. 9.18)

Рис. 9.18. Установка погружного центробежного электронасоса:

1 - эксплуатационная колонна; 2 - компенсатор; 3 - электродвигатель; 4 - протектор; 5 - центробежный электронасос; 6 - обратный и спускной клапаны; 7 - насосно-компрессорные трубы; в -электрический кабель; 9 - крепежный пояс; 10 - обратный перепускной клапан; 11 - оборудование устья; 12 - барабан для кабеля; 13 - станция управления; 14 - трансформатор

Выбор насоса и определение глубины подвески его с помощью напорных характеристик

Задача сводится к выбору такого типоразмера ЭЦН, который будет работать в условиях оптимального режима (максимального значения η) и обеспечит откачку заданного дебита скважины с данной глубины. Глубина L подвески ЭЦН, аналогично как и СШН, определяется по формуле (9.74) или (9.76). Погружение h насоса под динамический уровень принимается таким, чтобы на приеме насоса обеспечить давление, при котором расходное газосодержание β'пр<0,15- 0,25. В большинстве это соответствует h=150 - 300 м. Применительно к условиям Туймазинского месторождения И. Т. Мищенко предложил расчетные формулы для определения рационального давления на приеме ЭЦН.

Условная напорная характеристика скважины представляет собой зависимость между дебитом Q и напором Hс,- необходимым для подъема жидкости на поверхность:

где h^'_д - расстояние от устья до динамического уровня;, h_тр - потери напора на трение при движении жидкости в НКТ; h_г - высота подъема жидкости в НКТ за счет энергии выделяющегося из нефти газа. Величину hтр вычисляют по формуле Дарси - Вейсбаха, при этом . диаметром, d НКТ можно задаться:

Обычно h_тр = 20 - 40 м. Приняв h_г=0, повышаем расчетный запас. Тогда, задаваясь рядом значений Q, строим напорную характеристику скважины Hс(Q).

Затем на Hс(Q) накладываем характеристику H(Q) такого насоса, который обеспечивает в области максимального значения η подачу, равную заданному дебиту, и H>Hс (см. рис. 9.14). Точка А характеризует совместную согласованную работу насоса и скважины, однако не при оптимальном режиме работы насоса. В области оптимального режима согласовать работу можно изменением характеристики либо скважины (точка В'), либо насоса (точка В"), т. е. изменить напор на ΔН. В первом случае требуется увеличить устьевое давление p₂ на величину Δp=ΔHpg за счет использования местного сопротивления (устьевой штуцер), что, однако, приводит к увеличению нагрузки на подшипники насоса, ухудшению использования пластовой энергии, росту энергетических затрат и необходимости применения устьевой арматуры, рассчитанной на повышенное давление. Поэтому обычна уменьшают напор насоса (точка В") снятием лишних рабочих ступеней и заменой их направляющими вкладышами. При числе рабочих ступеней z насос развивает напор Н, а для создания напора Нс требуется ступеней z_c. Составляя пропорцию, находим z_c = zH_c/H и число ступеней, которые требуется снять: Δz = z-z_c=z(1-Нс/Н)= z ΔH/H. Выбранный насос и погружной агрегат в целом должен соответствовать габаритам скважины.

Выбор насоса и определение глубины его подвески с использованием кривых распределения давления

Данная методика позволяет более полно учесть наличие газа в продукции. Расчет выполняется в такой последовательности.

1. Строятся (рис. 9.15) кривые распределения давления в обсадной колонне p(z) по принципу «снизу вверх» от забойного давления р_з (линия 1) и расходного газосодержания β(z) от уровня р_н (линия 2).

2. При отводе свободного газа из затрубного пространства рассчитывается сепарация газа у приема насоса (аналогично ШСН).

3. Строится кривая p(z) в НКТ по принципу «сверху вниз» от устьевого давления р₂ (линия 3). Диаметром d НКТ задаемся.

4. Проводим горизонталь минимальной глубины спуска насоса Lmin, что соответствует такому β(z), при котором наступает срыв подачи насоса из-за влияния газа, т; е. β'пр = 0,15-0,25. Поле между кривыми 1 и 3 ниже Lmin определяет область возможных условий работы ЭЦН и глубины его подвески L.

5. Указанные кривые целесообразно дополнить кривой распределения температуры Т (z) от забойной температуры Тз до устьевой температуры Т₂ (кривые 4 и 4'). Расчет можно выполнить либо с использованием естественной геотермы, либо с учетом движения жидкости. На глубине подвески ЭЦН отмечается скачок температуры ДГ, который обусловлен тепловой энергией, выделяемой электродвигателем и насосом (формула И. Т. Мищенко): ΔT=320Q^-0.88, где расход Q принят в м³/сут.

6. Тогда с учетом β(z) и допустимой рабочей температуры насоса окончательно выбираем глубину L, которой соответствует Pпр.

7. Разность давлений между кривыми 1 и 3 при z=L определяет перепад давления, который должен развивать насос Δpн. Тогда требуемый напор насоса H=Δpн/(ρ_срg).

8. Имея H, Q_cp, выбираем типоразмер ЭЦН (аналогично предыдущему) с учетом диаметра эксплуатационной колонны.

9. Вычисляем энергетические показатели (мощность и др.).

10. При необходимости задаемся другими значениями d, L и на основе экономических показателей выбираем наиболее выгодный вариант.

Исследование скважин, оборудованных УЭЦН

Исследование можно осуществить при установившихся и неустановившихся режимах. Для построения индикаторной линии необходимо иметь дебит Q, пластовое р_пл и забойное р_з давления. Дебит и пластовое давление измеряют, как и при рассмотренных выше способах эксплуатации. Затруднения возникают при определении р_з.

В БашНИПИнефти разработан способ спуска глубинных приборов на проволоке по колонне НКТ через специальное устройство мимо погружного агрегата на забой скважины. Устройство смещает оси НКТ и погружного агрегата, чем обеспечивается возможность выхода прибора из НКТ в затрубное пространство. Подъемные трубы герметизируются от затрубного пространства клапанным узлом, через который проходит проволока с подвешенным на ней прибором. Ввиду сложности работ способ не нашел применения.

Обычно забойное давление рассчитывают по давлению на приеме насоса р_пр или по определяемому с помощью эхолота уровню жидкости в затрубном пространстве.

Для непосредственного измерения р_пр в НКТ несколько выше ЭЦН предварительно устанавливают специальное запорное приспособление (устройство) с уплотнительным седлом, называемое суфлером. Скважинный манометр оборудуют специальным наконечником. При посадке через НКТ манометра в седло заглушка сдвигается и открывает отверстия, связывающие манометр с затрубным пространством скважины.

Менее точно давление р_пр можно рассчитать по давлению на выкиде насоса р_вык, измеряемому скважинным манометром, спущенным в НКТ, и паспортному напору H₀, развиваемому насосом при закрытой выкидной (манифольдной) задвижке. Если устьевое давление р₂ стабилизировалось, то р_пр=р_вык-р_нас, где р_нас=H_оρ_срg- давление, создаваемое насосом при нулевой подаче. Считается, что продолжительностью времени стабилизации Р₂ и изменением уровня можно пренебречь.

Наиболее простой и наименее точный метод определения коэффициента продуктивности основан на измерениях давления на устье при двух режимах работы (подачах насоса Q', Q"). Режим работы изменяют дросселированием потока на устье (прикрытием задвижки). На каждом режиме после его стабилизации закрывают манифольдную задвижку и измеряют давление на устье (р'₂, р"₂)- Тогда коэффициент продуктивности:

где Δр=(р"₂-p'₂)+Lg (р"_см-р'_см); р'_см, р"_см - средняя плотность смеси в НКТ при соответствующих режимах. Если дополнительно допучтить, что р'_см=р"_см, то

Этот метод может применяться для качественного выявления причин снижения дебита - ухудшения свойств призабойной зоны, износа насоса. Если дебит снизился при понижении динамического уровня, то образовалась забойная пробка или ухудшились свойства призабойной зоны. При отсутствии понижения динамического уровня причиной снижения дебита служит газ, поступающий в значительном количестве в насос. При этом обычно повышается давление в затрубном пространстве или возрастает подача после остановки.

В БашНИПИнефти предложена методика исследования работы насоса и скважины в три этапа: сначала исследуют работу ЭЦН на многофазной смеси, поступающей из пласта, а затем по замкнутой системе «ЭЦН - подъемные трубы - затрубное пространство - ЭЦН» последовательно, на воде и дегазированной нефти. Это позволяет дополнительно выявить влияние технического состояния, вязкости перекачиваемой среды и газа на работу насоса.

Кривую восстановления забойного давления можно снять при спуске манометра в суфлер. При этом необходимо быть уверенным в герметичности обратного клапана и посадки манометра в суфлере. Индикаторную линию и кривую восстановления давления обрабатывают обычными способами. Точность исследования существенно можно повысить использованием специального скважинного датчика давления, а в качестве канала связи - кабеля.

Обслуживание скважин, оборудованных установками центробежных электронасосов

Перед монтажом установки центробежного электронасоса скважину необходимо тщательно подготовить. Для, этого ее промывают, то есть очищают от грязи и песчаной пробки, и шаблонируют (проверяют проходимость ствола) колонну от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 100-150 м. Длина шаблона составляет 10 м, а диаметр на 3 мм превышает максимальный диаметр погружного агрегата.

Погружной агрегат спускают на НКТ с использованием вышки или мачты (см. гл. 16). Для этого применяют также специальный пьедестал и хомут-элеватор. Погружное оборудование монтируют непосредственно на устье скважины. Во время спуско - подъемных операций на скважине используется кабельный ролик, через который кабель направляется к устью. Его подвешивают на поясе вышки или мачты на высоте 4-5 м. Для самопогрузки и транспортировки кабельных барабанов, насосов и двигателей, станций управления и трансформаторов используются автомобильные агрегаты типа АТЭ-6. Перемотку кабеля, погрузку, выгрузку и транспортировку кабельных барабанов осуществляют с помощью установки типа УПК-200 (санный и колесный варианты).

При свинчивании НКТ необходимо следить, чтобы подвешенная колонна не проворачивалась. В противном случае кабель, закрученный вокруг труб, увеличивает общий диаметральный размер погружной части установки и при спуске может получить механическое повреждение. В процессе спуска через каждые 300 м необходимо измерять сопротивление изоляции двигателя с кабелем. При резком снижении сопротивления изоляции спуск агрегата необходимо прекратить. Минимальное допустимое сопротивление изоляции всей установки после спуска агрегата в скважину составляет 10 Ом.

Для измерения электрических параметров УЭЦН и их технического обслуживания имеются автомобильные полевые лаборатории бесштанговых насосов типа ПЛБН-64, а для ремонта средств телемеханики и автоматики нефтепромыслов-автомобильный агрегат типа АРСТА-1.

Монтаж заканчивают установкой оборудования устья скважины и всего поверхностного оборудования.

В процессе эксплуатации погружные электронасосы не требуют постоянного ухода за ними; Наблюдение заключается в следующем:

не реже одного раза в неделю измеряют подачу насоса;

еженедельно измеряют напряжение и силу тока электродвигателя;

периодически очищают аппаратуру станции управления от пыли и грязи, подтягивают ослабевшие и защищают подгоревшие контакты, проверяют затяжку болтов на клеммах трансформатора (обесточенных);

устраняют не герметичности трубопроводов.

Неполадки в работе скважины могут быть вызваны отложениями песка, парафина и солей, вредным влиянием газа. Методы борьбы такие же, как и при других рассмотренных способах эксплуатации.

Борьба с вредным влиянием газа на работу ЭЦН осуществляется так. Увеличивают глубину погружения насоса под динамический уровень, в результате чего возрастает давление на приеме и, как следствие, уменьшается объемный расход свободного газа за счет сжатия, т. е. увеличивается растворимость газа в нефти. На глубине, где давление на приеме насоса равно давлению насыщения нефти, весь газ растворен в нефти и его вредное влияние прекращается. Однако для 'этого дополнительно задалживаются НКТ, кабель, требуется насос, развивающий большой напор.

В настоящее время научно-технический прогресс развивается в направлении использования ЭЦН, предназначенных для работы при повышенном входном газосодержании. Для этого в ЭЦН первые 10-15 рабочих ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов) устанавливают на повышенную подачу газожидкостной смеси. В промысловых условиях это легко осуществить, использовав рабочие ступени от насоса тех же габаритов,. но с большей подачей. Испытываются насосы с газовыми центробежными сепараторами на приеме. При этом отделившийся газ поступает в затрубное пространство и перепускается на устье в выкидную линию.

Для эксплуатации скважин при наличии агрессивной среды используют установки в коррозионно-стойком исполнении. В целом УЭЦН в зависимости от количества агрессивных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, выпускают обычного исполнения (механических примесей до 0,1 г/л), износостойкого (механических примесей до 0,5 г/л) и коррозионно-стойкого (HgS до 1,25 г/л и рН==6,0-8,5). Содержание воды в продукции должно быть не более 99%. Разработаны установки ЭЦН, оснащенные системой ТМС-3.

Установки выпускаются в исполнении для умеренного климата. Допускается их применение в районах с холодным климатом. Для районов с холодным климатом установки комплектуются соответствующими трансформаторами;

При нарушении работы скважины (резком снижении или прекращении подачи насосом), а также при снижении сопротивления изоляции до 0,05 МОм погружной агрегат извлекают из скважины. Для этого выключают установку и рубильник-предохранитель, отсоединяют кабель от станции управления и приступают к ремонту скважины. При необходимости заглушить скважину применяют только обратную промывку. Для освобождения НКТ от жидкости перед подъемом в колонну НКТ сбрасывают ломик диаметром 53 мм. Ломик ударяет по удлиненному концу штуцера сливного клапана, отламывает его в месте надреза и открывает отверстие для слива жидкости из НКТ. Тогда подъем труб проводится без разлива жидкости. Сломанный штуцер впоследствии реставрируют или заменяют новым.