Погружные центробежные электронасосные установки.

УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ.

Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос 5, гидрозащиту и электродвигатель 3. Он спускается в скважину на колонне НКТ 7, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования 11, устанавливаемого на колонной головке эксплуатационной колонны 1. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор 14 и станцию управления 13 по кабелю 8, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами 9 (хомутами), подается на электродвигатель 3, с ротором которого связан вал центробежного насоса 5 (ЭЦН). ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровый клапан 6, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном – спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. Гидрозащита включает в себя компенсатор 2 и протектор 4.

Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяютя между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами.

Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободног газа на глубину до 250-300 м, а иногда и до 600 м.

УЦЭН отличается малой металлоемкостью, широким диапазонам рабочих характеристик как по напору так и по расходу , высоким КПД, возможностью откачки больших количеств жидкости, большим межремонтным периодом.

Все насосы делятся на две основные группы: обычного и износостойкого исполнения.

По поперечным размерам все насосы делятся на три группы: 5; 5А; 6 по номинальному диаметру обсадной колонны.

Группа 5 – диаметр корпуса 92 мм;

5А - -\\ - 103 мм;

6 - -\\- 114 мм.

Пример обозначения ЭЦН 5 – 40- 950:

5- группа

40 – подача (м3\сут)

950 – напор (м).

Все типы насосов имеют паспортную рабочую характеристику в виде кривых зависимостей (напор, подача), (КПД, подача), (потребляемая мощность, подача).

Подача и напор, соответствующие максимальному КПД, называются оптимальным режимом работы насоса.

Для привода ЦЭН служат вертикальные асинхронные маслозаполненные двухполюсные электродвигатели. Делятся на три группы: 5 – диаметр 103 мм;

5А - -\\- 117 мм;

6 - -\\- 123 мм.

Маркировка ПЭД : ПЭД 65 – 117 :

Погружной электродвигатель мощностью 65 кВт с диаметром корпуса 117 мм. Имеют мощности от 10 до 125 кВт. Охлаждение ПЭД за счет обтекания пластовой жидкости между насосом и обсадной колонной. Длина ПЭД – до 8 м. КПД от 73 до 84 %. Допустимая температура окружающей среды до 100 градусов С.

Станции управления

УЭЦН управляется станцией управления ПГХ 5071 или ПГХ 5072. Обеспечивает мгновенное отключение установки при замыкании токоведущих элементов на землю и имеют следующие возможности контроля и управления :

ручное или автоматическое (дистанционное) включение и отключение установки;

автоматическое включение после восстановления подачи напряжения;

автоматическую работу на периодическом режиме откачки;

отключение при перегрузке по силе тока на 40%;

кратковременное (20 сек) отключение при срыве подачи жидкости в насос.

Масса станции около 160 кг.

При подборе УЭЦН к скважине руководствуются паспортной (заводской) характеристикой насоса – зависимостями напора Н, потреблямой мощности N и коэффициента полезного действия h от подачи Q насоса.

Для выбора УЭЦН на условную напорную характеристику скважины накладывается характеристика такаого насоса, который обеспечивает в области максимального значения h подачу, равную заданному дебиту. Точка пересечения кривых характеризует совместную согласованную работу насоса и скважины, однако не при оптимальном режиме работы насоса. Известно два способа регулирования и согласования их работы – изменяют характеристики либо скважины, либо насоса. В первом случае возрастает нагрузка на подшипники насоса за счет увеличения давления в системе, поэтому чаще регулируют работу насоса, уменьшая его напор, снятием лишних рабочих ступеней и заменой их направляющими вкладышами.

Перед монтажом УЭЦН скважину необходимо тщательно подготовить. Для этого ее промывают и шаблонируют колонну от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 100-150м.

Погружной агрегат спускают на НКТ. 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 300м необходимо измерять сопротивление изоляции двигателя с кабелем. При резком снижении сопротивления изоляции спуск агрегата необходимо прекраить. Минимальное допустимое сопротивление изоляции всей установки после спуска агрегата в скважину составляет 10 Ом.

Монтаж заканчивают установкой оборудования устья скважины и всего поверхностного оборудования.

В процессе эксплуатации 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 негерметичности трубопроводов.

Осложнения при эксплуатации:

Отложения песка, парафина и солей, вредным влиянием газа, вязкая жидкость.

Билет № 25

Геологический контроль процесса разработки нефтяного месторождения. Фонд скважин (добывающие, нагнетательные, пъезометрические, наблюдательные и т.д.). Исходная информация для составления карт отбора, карт изобар, динамики ВНК и ГНК.

Контроль за дебитами скважин по нефти и жидкости выполняется с помощью их измерений на ГЗУ с помощью установок типа “Спутник”. Здесь же определяется % воды. Также можно проверить обводненность продукции по пробам жидкости из выкидных линий скважины (прибор Дина и Старка, центрифугирование и др.) Объем добытой нефти контролируется количеством нефти, сданной потребителю и использованной на собственные нужды. Всю добытую нефть разбрасывают по всем скважинам пропорционально их дебиту. Добыча воды контролируется по замерам объемов воды после ее подготовки к закачке в пласт.

Объем попутного газа контролируется замерами газа на установках или по среднему пластовому газовому фактору. Измеряется дебит попутного газа на установках «Спутник» турбинными газовыми счетчиками. Пластовый газовый фактор определяется при пластовой температуре, а количество газа на сепарационных установках определяется при температуре на поверхности. Промысловый газовый фактор – отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти.

Приемистость нагнетательной скважины измеряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа на кустовой насосной станции (КНС).

Пластовое давление контролируется путем замеров статического давления по каждой скважине. При контроле используется приведенное пластовое давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость

Контроль за пластовой температурой заключается в измерении температуры в скважинах, а также температуры нагнетаемой в пласт воды.

Контроль за равномерным перемещением ВНК осуществляется через наблюдательные скважины с помощью геофизических исследований (определяется текущая глубина ВНК).

Контроль за равномерным стягиванием контура нефтеносности (внешнего и внутреннего) и контура газоносности.

Контроль за направлением и скоростью движения жидкости в пласте, выявление невыработанных пластов и участков залежи, оттоков нефти за контуры залежи.

Фонд скважин на месторождении подразделяется на группы:

добывающие

нагнетательные

контрольные (пъезометрические и наблюдательные)

поглощающие, водозаборные – вспомогательные скважины

Добывающие скважины предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

Нагнетательные скважины предназначены для нагнетания в пласт различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежи (для поддержания пластового давления, для вытеснения нефти, для снижения вязкости нефти и т.д.).

Контрольные скважины предназначены для контроля за процессами, протекающими в пласте:

пъезометрические служат для наблюдения за изменением в них пластового давления путем регистрации уровня жидкости в стволе, непосредственного измерения пластового давления глубинным манометром или замера давления на устье;

наблюдательные скважины предназначены для наблюдения за характером вытеснения нефти из пласта – за перемещением ВНК, ГНК, ГВК, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефтегазоводонасыщенности.

Поглощающие скважины используются для захоронения попутных и других промысловых вод в глубокие водоносные горизонты, если эти воды не могут быть включены в систему заводнения пластов.

Карты текущих отборов составляются в целом по месторождению и по отдельным объектам. Исходными данными являются следующие данные по скважинам: способ эксплуатации; среднесуточные отборы жидкости, нефти и воды (в % от отбора жидкости).

Карту накопленных отборов и закачки по скважинам составляют обычно 1 раз в год. На карте в виде кругов отражают добычу жидкости (газа), накопленную с начала эксплуатации скважины. Точка, обозначающая добывающую скважину, служит центром круга, площадь которого отвечает накопленной добыче жидкости. Выделяются секторы, соответствующие добыче, накопленной при разных способах эксплуатации. Исходной информацией для составления карт отбора является ежемесячный геологический отчет по эксплуатации скважин (отдельно по добывающим и нагнетательным скважинам).

Карты изобар(карты равных пластовых давлений) –называют нанесенную на план расположения забоев скважин линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату. Строят по данным замеров динамического пластового давления, при построении карт используют приведенное пластовое давление.Строят для наблюдения за изменением и распределением пластовых давлений в процессе разработки пласта. Данными для построения карт служат замеры статических давлений в скважинах (обычно используют пластовые давления, приведенные к поверхности ВНК или к кровле).

При построении карт изобар учитывают следующее:

Исходные данные о давлениях как правило не соответствуют дате построения карты, поэтому необходимо в замеренные значения вносить поправку на время. Это приблизительно делается с учетом общей тенденции снижения давления, выявленной по данным прошлых карт изобар.

Зависимость давлений от глубины залегания пласта и необходимость приведения их к избранной условной плоскости.

Отсутствие в пласте статического равновесия и необходимость применения в связи с этим соответствующих приемов интерполяции и экстраполяции давлений.

С помощью карт выявляют степень связи залежей с законтурной зоной, определяют фильтрационную характеристику пластов.

Для построения карт поверхности текущего ВНК необходимо проводить комплекс исследований:

Промысловые испытания скважин; ВНК должен находиться в интервале между низшим положением интервалов перфорации, из которых получена безводная нефть, и высшим из интервалов, давшим при испытании 100% воды.

Изучение кернов; в них должно быть определено наличие нефти и воды и их взаимное положение.

Электрический и радиоактивный каротаж.

Для установления ГНК строят карты изолиний газового фактора по скважинам; путем интерполяции и экстраполяции находят изолинию, соответствующую 100%-ной добыче газа, принимают ее за контур газоносности и, исходя из этого определяют контакт газ-нефть.

При ограниченном числе данных о глубине залегания ВНК по скважинам для построения карты изогипс поверхности ВНК используют метод схождения. Берут структурную карту, построенную по кровле пласта. Между скважинами, у которых определена глубина ВНК, проводят интерполяцию отметок отбивки ВНК с сечением, равным сечению изогипс структурной карты, и строят карту глубин залегания поверхности ВНК. В точках пересечения одноименных изогипс кровли продуктивного пласта и водонефтяного контакта получаются нулевые значения эффективной нефтенасыщенной мощности, определяющие положение контура нефтеносности.

Положение внутреннего контура нефтеносности определяют с помощью структурной карты подошвы продуктивного пласта.

М.М.Иванова, Л.Ф.Дементьев, И.П.Чоловский. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. М.:Недра,1992.

М.А.Жданов. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М.:Недра, 1981.