Реферат

ГЛОССАРИЙ
УЭЦН – установка электрического центробежного насоса;
ЭЦН – электрический центробежный насос;
АСПО – асфальтосмолопарафиновые отложения;
ПЭД – погружные асинхронные двигатели;
НКТ – насосно-компрессорные трубы;
ПЗП – призабойная зона пласта;
ГНО – глубинно-насосное оборудование;
ГРП – гидроразрыв пласта;
ММП – многолетнемерзлые породы;
ГЖС – газожидкостная смесь;
КВЧ – количество взвешенных частиц;
ТРС – текущий ремонт скважин;
КРС – капитальный ремонт скважин;
СПО – спускоподъемные операции;
ПАВ – поверхностно-активные вещества;
ТЭН – теплоэлектронагреватель;
АДПМ – агрегат для депарафинизации;
ППУ – передвижная парогенераторная установка;
ЗСП – защита срыва подачи;
ЗП – защита перегруза;

ВВЕДЕНИЕ

Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений в ряде регионов России осложняется наличием в составе добываемой продукции значительного количества взвешенных веществ (ВОВ), асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) и агрессивных компонентов пластовых вод. Возникновение таких осложнений приводит к износу, заклиниванию и выходу из строя скважинного оборудования из-за отложения различных видов отложений на внутренней поверхности насосов и НКТ ЭЦН. Нефтяные компании несут значительные потери при добыче нефти, а также затраты на борьбу с осложнениями; заменяют оборудование и проводят ремонтные работы. Наличие механических примесей в самой перекачиваемой жидкости создает проблемы для защиты дорогостоящего оборудования от абразивного износа и заклинивания рабочих органов твердыми частицами, увеличивая время оборота скважин. Другие осложняющие факторы в той или иной степени усиливают негативное влияние на добычу нефти, наличие СС.Отложение парафиновых, асфальтеновых веществ на внутренней поверхности НКТ вследствие увеличения гидравлического сопротивления снижает добычу и, в конечном итоге, приводит к аварийной ситуации. Коррозия скважинного и наземного оборудования, вследствие агрессивности пластовой воды, увеличивает абразивный износ поверхности оборудования.
Высокое содержание бикарбоната в пластовой воде и СО2 является причиной отложения солей в нефтяных скважинах. Среди наиболее значимых событий в области разведки и добычи нефти в Восточной Сибири Российской Федерации - ввод в эксплуатацию в 2009 году Ванкорского месторождения, уникального по запасам углеводородов и по промышленной разработке. Эксплуатация месторождения уже показала весьма характерные признаки описанных выше осложнений.Фильтры различных конструкций и модификаций, устанавливаемые на забое скважин или приемных насосных установках, нашли широкое применение в районах образования песка в скважинах. Цель их применения - поддержание СС в фильтрах, расположенных ниже системы УЭЦН.
При высоком содержании механических примесей использование стандартных газопесчаных якорей становится неэффективным из-за низких значений центробежных сил. Общим недостатком фильтров, устанавливаемых на дне или на входе в насосы, является достаточно быстрое засорение непроточных камер и необходимость их частой промывки с помощью подъемного оборудования.
Однако применение только фильтров не решает проблему борьбы с другими осложнениями, здесь также требуется комплексный подход к разработке эффективных технологий. Вполне очевидно, что требуется сочетать фильтрацию добываемой продукции с воздействием на жидкость различных химических реагентов, предотвращая образование отложений в скважинах и коррозию оборудования.
Современный этап развития нефтяной промышленности Российской Федерации характеризуется осложненными условиями разработки месторождений. На нефтяных месторождениях в осложненных условиях работает в среднем 43 % эксплуатационного фонда скважин.Основными причинами преждевременных отказов глубинно-насосного оборудованияявляются:мехпримеси, солеотложения, асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), и коррозия погружного оборудования.На данный момент наиболее актуальна эксплуатация месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, добыча которого осложнена отложением неорганических солей, парафинов, образованием эмульсий, механическими примесями и повышенной коррозионной активностью. Отложения солей, парафинов и коррозионная активность в погружном оборудовании, встречаются во всех регионах добычи нефти и газа и значительно увеличивают отказ погружного оборудования.Актуальность работы обусловлена значимостью выбранной темы. Использование современных методов борьбы с осложненными условиями позволяет в значительной степени добиться повышения долговечности оборудования и снизить затраты на его ремонт.Объект исследования. Технологии эксплуатации скважин при помощи установок электроприводного центробежного насоса «УЭЦН».Предмет исследования. УЭЦН как средства механизированной эксплуатации скважин.
Цель работы. Исследовать технологии эксплуатации скважин электроцентробежными насосами.
Задачи работы:
- Рассмотреть основы устройства УЭЦН;
- Изучить особенности и факторы, влияющие на работу УЭЦН;
- Провести обзор эксплуатационного процесса скважин при помощи УЭЦН:
- Работа и возможные нарушения;
- Проанализировать и дать оценку мероприятиям по совершенствованию эксплуатации скважин при помощи УЭЦН.
Структура работы. Работа состоит из введения, теоретической и практической части в виде двух глав, заключения и списка использованных источников.

ГЛАВА 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ УСТАНОВКАХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ
1.1 Основы устройства УЭЦН
Погружные центробежные насосы ЭЦН применяются для подъема пластовой жидкости, а также в системах поддержания пластового давления. Центробежные погружные насосы производятся в габаритных группах 4, 5, 5а, 6 и 8, производительностью от 12 до 2500 кубических метров в сутки и напором до 3600м. [1]
Широкая номенклатура насосов позволяет подобрать оборудование практически под любые условия эксплуатации. УЭЦН спроектирован по секционному принципу (см. рисунок 1):415216116035Рисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 1 – Секция УЭЦН00Рисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 1 – Секция УЭЦН-9448316921УЭЦН в основном состоит из:погружного ЭЦН (состоящего из обратного клапана и спускного клапана, секций насоса, модуля входного);шламоуловителя ШУ (опция);газосепаратора ГС, диспергатора (опция, если газосепаратор имеет входные отверстия, то модуль входной не устанавливается);фильтра щелевого, например ЖНША - так же выполняющего роль модуля входного (опция, при комплектации установки фильтром ЖНША модуль входной не устанавливается);гидрозащиты ГЗ;погружного электродвигателя ПЭД;кабельной линии КЛ;00УЭЦН в основном состоит из:погружного ЭЦН (состоящего из обратного клапана и спускного клапана, секций насоса, модуля входного);шламоуловителя ШУ (опция);газосепаратора ГС, диспергатора (опция, если газосепаратор имеет входные отверстия, то модуль входной не устанавливается);фильтра щелевого, например ЖНША - так же выполняющего роль модуля входного (опция, при комплектации установки фильтром ЖНША модуль входной не устанавливается);гидрозащиты ГЗ;погружного электродвигателя ПЭД;кабельной линии КЛ;Рисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 1 – Секция УЭЦНРисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 1 – Секция УЭЦНУЭЦН в основном состоит из:погружного ЭЦН (состоящего из обратного клапана и спускного клапана, секций насоса, модуля входного);шламоуловителя ШУ (опция);газосепаратора ГС, диспергатора (опция, если газосепаратор имеет входные отверстия, то модуль входной не устанавливается);фильтра щелевого, например ЖНША - так же выполняющего роль модуля входного (опция, при комплектации установки фильтром ЖНША модуль входной не устанавливается);гидрозащиты ГЗ;погружного электродвигателя ПЭД;кабельной линии КЛ;УЭЦН в основном состоит из:погружного ЭЦН (состоящего из обратного клапана и спускного клапана, секций насоса, модуля входного);шламоуловителя ШУ (опция);газосепаратора ГС, диспергатора (опция, если газосепаратор имеет входные отверстия, то модуль входной не устанавливается);фильтра щелевого, например ЖНША - так же выполняющего роль модуля входного (опция, при комплектации установки фильтром ЖНША модуль входной не устанавливается);гидрозащиты ГЗ;погружного электродвигателя ПЭД;кабельной линии КЛ;наземного электрооборудования (станция управления СУ, трансформатор ТМПН(Г), фильтр помех входной и выходной);системы телеметрии ТМС (ТМСН - наземный блок)(ТМСП - погружной блок).Установки УЭЦН отечественного производства позволяют откачивать пластовую жидкость с производительностью от 12 до 2500 м3/сут с глубины до 3600м. Установка погружного центробежного электронасоса состоит из (см. следующую страницу): [1, 2]right900Рисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 2 – Компенсатор00Рисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 2 – Компенсаторleft-2153
Компенсатор входит в состав гидроэащиты, предназначенной для защиты погружных маслозаполненных электродвигателей от проникновения пластовой жидкости в их внутреннюю полость, компенсации утечки масла и тепловых изменений его объема при работе электродвигателя и его остановках. Компенсатор имеет устройство для автоматического сообщения с полостью электродвигателя. Компенсатор устанавливается в нижней части погружного электродвигателя. [2]
Погружной асинхронный электродвигатель служит для привода электроцентробежного насоса и состоит из ротора, статора, головки, основания и узла токоввода. Внутренняя полость двигателя заполнена маслом. Фильтр для очистки масла расположен в нижней части двигателя. Погружной электродвигатель комплектуется гидрозащитой (протектор, компенсатор) для предотвращения проникновения пластовой жидкости в двигатель и утечки масла из двигателя.00Компенсатор входит в состав гидроэащиты, предназначенной для защиты погружных маслозаполненных электродвигателей от проникновения пластовой жидкости в их внутреннюю полость, компенсации утечки масла и тепловых изменений его объема при работе электродвигателя и его остановках. Компенсатор имеет устройство для автоматического сообщения с полостью электродвигателя. Компенсатор устанавливается в нижней части погружного электродвигателя. [2]
Погружной асинхронный электродвигатель служит для привода электроцентробежного насоса и состоит из ротора, статора, головки, основания и узла токоввода. Внутренняя полость двигателя заполнена маслом. Фильтр для очистки масла расположен в нижней части двигателя. Погружной электродвигатель комплектуется гидрозащитой (протектор, компенсатор) для предотвращения проникновения пластовой жидкости в двигатель и утечки масла из двигателя.Рисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 2 – КомпенсаторРисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 2 – КомпенсаторКомпенсатор входит в состав гидроэащиты, предназначенной для защиты погружных маслозаполненных электродвигателей от проникновения пластовой жидкости в их внутреннюю полость, компенсации утечки масла и тепловых изменений его объема при работе электродвигателя и его остановках. Компенсатор имеет устройство для автоматического сообщения с полостью электродвигателя. Компенсатор устанавливается в нижней части погружного электродвигателя. [2]
Погружной асинхронный электродвигатель служит для привода электроцентробежного насоса и состоит из ротора, статора, головки, основания и узла токоввода. Внутренняя полость двигателя заполнена маслом. Фильтр для очистки масла расположен в нижней части двигателя. Погружной электродвигатель комплектуется гидрозащитой (протектор, компенсатор) для предотвращения проникновения пластовой жидкости в двигатель и утечки масла из двигателя.Компенсатор входит в состав гидроэащиты, предназначенной для защиты погружных маслозаполненных электродвигателей от проникновения пластовой жидкости в их внутреннюю полость, компенсации утечки масла и тепловых изменений его объема при работе электродвигателя и его остановках. Компенсатор имеет устройство для автоматического сообщения с полостью электродвигателя. Компенсатор устанавливается в нижней части погружного электродвигателя. [2]
Погружной асинхронный электродвигатель служит для привода электроцентробежного насоса и состоит из ротора, статора, головки, основания и узла токоввода. Внутренняя полость двигателя заполнена маслом. Фильтр для очистки масла расположен в нижней части двигателя. Погружной электродвигатель комплектуется гидрозащитой (протектор, компенсатор) для предотвращения проникновения пластовой жидкости в двигатель и утечки масла из двигателя.right166000Рисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 3 – Погружной электродвигатель ПЭД00Рисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 3 – Погружной электродвигатель ПЭДРисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 3 – Погружной электродвигатель ПЭДРисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 3 – Погружной электродвигатель ПЭД41385133241Рисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 4 – Протектор00Рисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 4 – Протекторleft18439Протектор входит в состав гидрозащиты, предназначенной для защиты погружных мэслозаполненных электродвигателей от проникновения пластовой жидкости в их внутреннюю полость, компенсации утечки масла и тепловых изменений его объема при работе электродвигателя и его остановках.Протектор имеет две упругие диафрагмы (верхнюю и нижнюю), за счет деформации которых компенсируются изменения объема масла в электродвигателе. [3]
Протектор устанавливается в верхней части погружного электродвигатепя между двигателем и газосепаратором (или приемным модулем насоса в случае отсутствия газосепаратора).020000Протектор входит в состав гидрозащиты, предназначенной для защиты погружных мэслозаполненных электродвигателей от проникновения пластовой жидкости в их внутреннюю полость, компенсации утечки масла и тепловых изменений его объема при работе электродвигателя и его остановках.Протектор имеет две упругие диафрагмы (верхнюю и нижнюю), за счет деформации которых компенсируются изменения объема масла в электродвигателе. [3]
Протектор устанавливается в верхней части погружного электродвигатепя между двигателем и газосепаратором (или приемным модулем насоса в случае отсутствия газосепаратора).Рисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 4 – ПротекторРисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 4 – ПротекторПротектор входит в состав гидрозащиты, предназначенной для защиты погружных мэслозаполненных электродвигателей от проникновения пластовой жидкости в их внутреннюю полость, компенсации утечки масла и тепловых изменений его объема при работе электродвигателя и его остановках.Протектор имеет две упругие диафрагмы (верхнюю и нижнюю), за счет деформации которых компенсируются изменения объема масла в электродвигателе. [3]
Протектор устанавливается в верхней части погружного электродвигатепя между двигателем и газосепаратором (или приемным модулем насоса в случае отсутствия газосепаратора).Протектор входит в состав гидрозащиты, предназначенной для защиты погружных мэслозаполненных электродвигателей от проникновения пластовой жидкости в их внутреннюю полость, компенсации утечки масла и тепловых изменений его объема при работе электродвигателя и его остановках.Протектор имеет две упругие диафрагмы (верхнюю и нижнюю), за счет деформации которых компенсируются изменения объема масла в электродвигателе. [3]
Протектор устанавливается в верхней части погружного электродвигатепя между двигателем и газосепаратором (или приемным модулем насоса в случае отсутствия газосепаратора).При эксплуатации скважин с высоким газосодержанием откачиваемой нефти для уменьшения вредного влияния свободного газа на работу ЭЦН в компоновку подземного оборудования включают дополнительный модуль - газосепаратор. [4, 5]
При работе газосепараюра происходит разделение потока на жидкую и газовую фазу в сепарационных барабанах под действием центробежной силы. При этом отсепарированный газ направляется в затрубное пространство, а дегазированная жидкость подается на прием насоса. [1]Использование эффективного газосепарзтора позволяет устойчиво эксплуатировать установки ПЭЦН в скважинах, где объёмное содержание свободного газа на входе в насос существенно превышает 30%.394744416889Рисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 5 – Центробежный газосепаратор00Рисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 5 – Центробежный газосепараторleft10984В скважинах, где входное объемное газосодержание менее 30% (например, в высокообводненных скважинах) вредного влияния газа на работу насоса не отмечается и в использовании газосепаратора нет необходимости. [2, 3]
Газосепаратор устанавливается между протектором гидрозащиты и нижней секцией ЭЦН.Погружной электроцентробежный насос ПЭЦН в общем случае состоит из нескольких модуль - секций, достигая в длину нескольких метров.Каждая секция включает в себя большое (до 100 и более) число ступеней. Рабочая ступень насоса состоит из рабочего колеса и направляющего аппарата и рассчитана на определенную подачу. [4]Требуемый напор насоса получают комбинированием необходимого числа ступеней. При работе насоса давление в нем плавно возрастает по его длине.В случае отсутствия в компоновке погружного оборудования газосепаратора насос комплектуют входным модулем. При использовании газосепаратора во входном модуле нет необходимости. [5]020000В скважинах, где входное объемное газосодержание менее 30% (например, в высокообводненных скважинах) вредного влияния газа на работу насоса не отмечается и в использовании газосепаратора нет необходимости. [2, 3]
Газосепаратор устанавливается между протектором гидрозащиты и нижней секцией ЭЦН.Погружной электроцентробежный насос ПЭЦН в общем случае состоит из нескольких модуль - секций, достигая в длину нескольких метров.Каждая секция включает в себя большое (до 100 и более) число ступеней. Рабочая ступень насоса состоит из рабочего колеса и направляющего аппарата и рассчитана на определенную подачу. [4]Требуемый напор насоса получают комбинированием необходимого числа ступеней. При работе насоса давление в нем плавно возрастает по его длине.В случае отсутствия в компоновке погружного оборудования газосепаратора насос комплектуют входным модулем. При использовании газосепаратора во входном модуле нет необходимости. [5]Рисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 5 – Центробежный газосепараторРисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 5 – Центробежный газосепараторВ скважинах, где входное объемное газосодержание менее 30% (например, в высокообводненных скважинах) вредного влияния газа на работу насоса не отмечается и в использовании газосепаратора нет необходимости. [2, 3]
Газосепаратор устанавливается между протектором гидрозащиты и нижней секцией ЭЦН.Погружной электроцентробежный насос ПЭЦН в общем случае состоит из нескольких модуль - секций, достигая в длину нескольких метров.Каждая секция включает в себя большое (до 100 и более) число ступеней. Рабочая ступень насоса состоит из рабочего колеса и направляющего аппарата и рассчитана на определенную подачу. [4]Требуемый напор насоса получают комбинированием необходимого числа ступеней. При работе насоса давление в нем плавно возрастает по его длине.В случае отсутствия в компоновке погружного оборудования газосепаратора насос комплектуют входным модулем. При использовании газосепаратора во входном модуле нет необходимости. [5]
В скважинах, где входное объемное газосодержание менее 30% (например, в высокообводненных скважинах) вредного влияния газа на работу насоса не отмечается и в использовании газосепаратора нет необходимости. [2, 3]
Газосепаратор устанавливается между протектором гидрозащиты и нижней секцией ЭЦН.Погружной электроцентробежный насос ПЭЦН в общем случае состоит из нескольких модуль - секций, достигая в длину нескольких метров.Каждая секция включает в себя большое (до 100 и более) число ступеней. Рабочая ступень насоса состоит из рабочего колеса и направляющего аппарата и рассчитана на определенную подачу. [4]
Требуемый напор насоса получают комбинированием необходимого числа ступеней. При работе насоса давление в нем плавно возрастает по его длине.В случае отсутствия в компоновке погружного оборудования газосепаратора насос комплектуют входным модулем. При использовании газосепаратора во входном модуле нет необходимости. [5]392015014131Рисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 6 – Многосекционный многоступенчатый электроцентробежный насос00Рисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 6 – Многосекционный многоступенчатый электроцентробежный насосРисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 6 – Многосекционный многоступенчатый электроцентробежный насосРисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 6 – Многосекционный многоступенчатый электроцентробежный насосcenter15875Рисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 7 – Рабочая ступень насоса0Рисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 7 – Рабочая ступень насосаРисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 7 – Рабочая ступень насосаРисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 7 – Рабочая ступень насосаВ зависимости от поперечного габарита насосы изготавливаются трех групп: 5. 5А и 6 (123.7; 130 и 148.3мм соответственно). Наиболее распространены насосы групп 5 и 5А.При откачке жидкости с большим (>30%) содержание» свободного газа эффективность работы насоса резко понижается, что может привести к срыву (прекращению подачи установки. [6]center308895Рисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 8 – Состав модуля-секции УЭЦНРисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 8 – Состав модуля-секции УЭЦНРисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 8 – Состав модуля-секции УЭЦНРисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 8 – Состав модуля-секции УЭЦНleft12981Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного (турбинного] вращения рабочих колес насоса под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе при остановках насоса и облегчения ею последующею запуска, используется для олрессовки колонны НКТ после спуска установки в скважину. [7]
Обратный клапан состоит из корпуса 1 обрезиненного седла 2, на которое опирается тарелка 3. Тарелка имеет возможность осевого перемещения в направляющей втулке 4.
Под воздействием потока перекачиваемой жидкости тарелка поднимается, тем самым открывая клапан. При остановке насоса тарелка опускается на седло под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе и клапан закрывается. Обратный клапан устанавливается между верхней секцией насоса и сливным клапаном. На период транспортировки обратный клапан закрывают крышками 5 и 6.00Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного (турбинного] вращения рабочих колес насоса под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе при остановках насоса и облегчения ею последующею запуска, используется для олрессовки колонны НКТ после спуска установки в скважину. [7]
Обратный клапан состоит из корпуса 1 обрезиненного седла 2, на которое опирается тарелка 3. Тарелка имеет возможность осевого перемещения в направляющей втулке 4.Под воздействием потока перекачиваемой жидкости тарелка поднимается, тем самым открывая клапан. При остановке насоса тарелка опускается на седло под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе и клапан закрывается. Обратный клапан устанавливается между верхней секцией насоса и сливным клапаном. На период транспортировки обратный клапан закрывают крышками 5 и 6.409438613335Рисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 9 – Обратный клапанРисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 9 – Обратный клапанОбратный клапан предназначен для предотвращения обратного (турбинного] вращения рабочих колес насоса под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе при остановках насоса и облегчения ею последующею запуска, используется для олрессовки колонны НКТ после спуска установки в скважину. [7]
Обратный клапан состоит из корпуса 1 обрезиненного седла 2, на которое опирается тарелка 3. Тарелка имеет возможность осевого перемещения в направляющей втулке 4.Под воздействием потока перекачиваемой жидкости тарелка поднимается, тем самым открывая клапан. При остановке насоса тарелка опускается на седло под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе и клапан закрывается. Обратный клапан устанавливается между верхней секцией насоса и сливным клапаном. На период транспортировки обратный клапан закрывают крышками 5 и 6.Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного (турбинного] вращения рабочих колес насоса под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе при остановках насоса и облегчения ею последующею запуска, используется для олрессовки колонны НКТ после спуска установки в скважину. [7]
Обратный клапан состоит из корпуса 1 обрезиненного седла 2, на которое опирается тарелка 3. Тарелка имеет возможность осевого перемещения в направляющей втулке 4.Под воздействием потока перекачиваемой жидкости тарелка поднимается, тем самым открывая клапан. При остановке насоса тарелка опускается на седло под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе и клапан закрывается. Обратный клапан устанавливается между верхней секцией насоса и сливным клапаном. На период транспортировки обратный клапан закрывают крышками 5 и 6.Рисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 9 – Обратный клапанРисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 9 – Обратный клапан38246143906501Рисунок 10 – Сливной клапан0Рисунок 10 – Сливной клапан39065014670775Рисунок 11 – Кабельная линия00Рисунок 11 – Кабельная линияleft12980Сливном клапан предназначен для слива жидкости из насосно-компрессорных труб при подъеме насоса из скважины.Сливном клапан состоит из корпуса 1 с ввернутым в него штуцером 2, который уплотнен резиновым кольцом 3.Перед подъемом насоса из скважины конец штуцера, находящийся во внутренней полости клапана, сбивается (обламывается) сбрасыванием в скважину специального инструмента и жидкость из колонны НКТ вытекает через отверстие в штуцере за трубное пространство. [7]
Сливной клапан устанавливается между обратным клапаном и колонной труб НКТ.На период транспортировки сливной клапан закрывают крышками 4 и 5.Кабельная пиния предназначена для подачи электрического напряжения переменного тока с поверхности к погружному двигателю установки.Кабельная линия состоит из основного кабеля (плоского или круглого) и соединенного с ним плоского кабеля-удлинителя с муфтой кабельного ввода.020000Сливном клапан предназначен для слива жидкости из насосно-компрессорных труб при подъеме насоса из скважины.Сливном клапан состоит из корпуса 1 с ввернутым в него штуцером 2, который уплотнен резиновым кольцом 3.Перед подъемом насоса из скважины конец штуцера, находящийся во внутренней полости клапана, сбивается (обламывается) сбрасыванием в скважину специального инструмента и жидкость из колонны НКТ вытекает через отверстие в штуцере за трубное пространство. [7]
Сливной клапан устанавливается между обратным клапаном и колонной труб НКТ.На период транспортировки сливной клапан закрывают крышками 4 и 5.Кабельная пиния предназначена для подачи электрического напряжения переменного тока с поверхности к погружному двигателю установки.Кабельная линия состоит из основного кабеля (плоского или круглого) и соединенного с ним плоского кабеля-удлинителя с муфтой кабельного ввода.right8798400Рисунок 10 – Сливной клапанРисунок 10 – Сливной клапанРисунок 11 – Кабельная линияРисунок 11 – Кабельная линияСливном клапан предназначен для слива жидкости из насосно-компрессорных труб при подъеме насоса из скважины.Сливном клапан состоит из корпуса 1 с ввернутым в него штуцером 2, который уплотнен резиновым кольцом 3.Перед подъемом насоса из скважины конец штуцера, находящийся во внутренней полости клапана, сбивается (обламывается) сбрасыванием в скважину специального инструмента и жидкость из колонны НКТ вытекает через отверстие в штуцере за трубное пространство. [7]Сливной клапан устанавливается между обратным клапаном и колонной труб НКТ.На период транспортировки сливной клапан закрывают крышками 4 и 5.Кабельная пиния предназначена для подачи электрического напряжения переменного тока с поверхности к погружному двигателю установки.Кабельная линия состоит из основного кабеля (плоского или круглого) и соединенного с ним плоского кабеля-удлинителя с муфтой кабельного ввода.Сливном клапан предназначен для слива жидкости из насосно-компрессорных труб при подъеме насоса из скважины.Сливном клапан состоит из корпуса 1 с ввернутым в него штуцером 2, который уплотнен резиновым кольцом 3.Перед подъемом насоса из скважины конец штуцера, находящийся во внутренней полости клапана, сбивается (обламывается) сбрасыванием в скважину специального инструмента и жидкость из колонны НКТ вытекает через отверстие в штуцере за трубное пространство. [7]
Сливной клапан устанавливается между обратным клапаном и колонной труб НКТ.На период транспортировки сливной клапан закрывают крышками 4 и 5.Кабельная пиния предназначена для подачи электрического напряжения переменного тока с поверхности к погружному двигателю установки.Кабельная линия состоит из основного кабеля (плоского или круглого) и соединенного с ним плоского кабеля-удлинителя с муфтой кабельного ввода.Соединение основного кабеля с удлинителем производится неразъемной соединительной муфтой (сросткой). С помощью сростки также могут быть соединены участки основного кабеля для получения необходимой длины. [9]
Кабель - удлинитель имеет уменьшенные наружные размеры по сравнению с основным кабелем.Муфта кабельного ввода обеспечивает герметичное присоединение кабеля к ПЭД.В зависимости от температуры и агрессивности откачиваемой среды выпускаются кабели с различной степенью изоляции. Современные кабели способны работать при температуре до 200 °С и напряжении до 4000 В.3947444266245Рисунок 12 – Станция управления00Рисунок 12 – Станция управленияleft61432Станция управления обеспечивает питание, управление работой погружной установки и защиту ее от аномальных режимов работы.Современные станции управления могут быть оборудованы тиристорными преобразователями для бесступенчатого регулирования частоты вращения вала насоса, что позволяет плавно регулировать подачу и напор установки, обеспечивать мягкий (без рывков) пуск двигателя после отключения.Станция управления обеспечивает контроль, индикацию и запись основных рабочих параметров установки, отключение электродвигателя при перегрузке/недогрузке, понижении сопротивления изоляции и др. [7]020000Станция управления обеспечивает питание, управление работой погружной установки и защиту ее от аномальных режимов работы.Современные станции управления могут быть оборудованы тиристорными преобразователями для бесступенчатого регулирования частоты вращения вала насоса, что позволяет плавно регулировать подачу и напор установки, обеспечивать мягкий (без рывков) пуск двигателя после отключения.Станция управления обеспечивает контроль, индикацию и запись основных рабочих параметров установки, отключение электродвигателя при перегрузке/недогрузке, понижении сопротивления изоляции и др. [7]
Рисунок 12 – Станция управленияРисунок 12 – Станция управленияСтанция управления обеспечивает питание, управление работой погружной установки и защиту ее от аномальных режимов работы.Современные станции управления могут быть оборудованы тиристорными преобразователями для бесступенчатого регулирования частоты вращения вала насоса, что позволяет плавно регулировать подачу и напор установки, обеспечивать мягкий (без рывков) пуск двигателя после отключения.Станция управления обеспечивает контроль, индикацию и запись основных рабочих параметров установки, отключение электродвигателя при перегрузке/недогрузке, понижении сопротивления изоляции и др. [7]
Станция управления обеспечивает питание, управление работой погружной установки и защиту ее от аномальных режимов работы.Современные станции управления могут быть оборудованы тиристорными преобразователями для бесступенчатого регулирования частоты вращения вала насоса, что позволяет плавно регулировать подачу и напор установки, обеспечивать мягкий (без рывков) пуск двигателя после отключения.Станция управления обеспечивает контроль, индикацию и запись основных рабочих параметров установки, отключение электродвигателя при перегрузке/недогрузке, понижении сопротивления изоляции и др. [7]4070274167014Рисунок 13 – Трансформатор00Рисунок 13 – Трансформаторleft-7709Трансформатор предназначен для питания погружных электродвигателей от сети переменного тока напряжением 380 или 6000 В. Трансформаторы выпускаются маслонаполненные и сухие (без охлаждающего масла) номинальной мощностью от 40 до 400 кВА. Шифры установок, следующие: первая буква «У» обозначает установку, если после нее стоит цифра, то она обозначает порядковый номер модернизации, «Э» — с приводом от электродвигателя, «Ц» — центробежный насос, «Н» — нефтяной. Следующая цифра и буква «А» обозначают условную габаритную группу, последующие цифры, записанные через тире, — номинальную подачу (м3/сут), номинальный напор (м) при номинальной подаче. [5, 7]00Трансформатор предназначен для питания погружных электродвигателей от сети переменного тока напряжением 380 или 6000 В. Трансформаторы выпускаются маслонаполненные и сухие (без охлаждающего масла) номинальной мощностью от 40 до 400 кВА. Шифры установок, следующие: первая буква «У» обозначает установку, если после нее стоит цифра, то она обозначает порядковый номер модернизации, «Э» — с приводом от электродвигателя, «Ц» — центробежный насос, «Н» — нефтяной. Следующая цифра и буква «А» обозначают условную габаритную группу, последующие цифры, записанные через тире, — номинальную подачу (м3/сут), номинальный напор (м) при номинальной подаче. [5, 7]Рисунок 13 – ТрансформаторРисунок 13 – ТрансформаторТрансформатор предназначен для питания погружных электродвигателей от сети переменного тока напряжением 380 или 6000 В. Трансформаторы выпускаются маслонаполненные и сухие (без охлаждающего масла) номинальной мощностью от 40 до 400 кВА. Шифры установок, следующие: первая буква «У» обозначает установку, если после нее стоит цифра, то она обозначает порядковый номер модернизации, «Э» — с приводом от электродвигателя, «Ц» — центробежный насос, «Н» — нефтяной. Следующая цифра и буква «А» обозначают условную габаритную группу, последующие цифры, записанные через тире, — номинальную подачу (м3/сут), номинальный напор (м) при номинальной подаче. [5, 7]Трансформатор предназначен для питания погружных электродвигателей от сети переменного тока напряжением 380 или 6000 В. Трансформаторы выпускаются маслонаполненные и сухие (без охлаждающего масла) номинальной мощностью от 40 до 400 кВА. Шифры установок, следующие: первая буква «У» обозначает установку, если после нее стоит цифра, то она обозначает порядковый номер модернизации, «Э» — с приводом от электродвигателя, «Ц» — центробежный насос, «Н» — нефтяной. Следующая цифра и буква «А» обозначают условную габаритную группу, последующие цифры, записанные через тире, — номинальную подачу (м3/сут), номинальный напор (м) при номинальной подаче. [5, 7]
Условные габаритные группы установок, следующие:группа 5 — для эксплуатации скважин с внутренним диаметром эксплуатационной колонны не менее 127,7 мм;группа 5А — не менее 130 мм;группа 6 — не менее 144,3 мм;группа 6А — не менее 148,3 мм.В обозначениях установок, поставляемых с насосами повышенной износостойкости, добавляется буква И, а с насосами повышенной коррозионной стойкости — буква К.Отличительной особенностью навесных агрегатов является то, что рабочее колесо установлено на конце вала. К их преимуществам относятся компактные размеры, простота обслуживания и возможность применения в тяжелых условиях эксплуатации. [9]center164503Рисунок 14 – Виды УЭЦН00Рисунок 14 – Виды УЭЦНРисунок 14 – Виды УЭЦНРисунок 14 – Виды УЭЦННавесные центробежные насосы выпускаются в следующих исполнениях:Горизонтальный с опорой вала вдоль центральной оси. Радиально разделенный корпус насоса.Горизонтальные с магнитным приводом.
Вертикальные рядные насосы.Вертикальные. Рабочее колесо установлено на валу двигателя.Вертикальные с одинарным и двойным всасыванием.Навесные агрегаты могут обеспечивать производительность: до 6 000 м3/час, напор: до 380 м, рабочую температуру: от -150 до +450 °C, давление: до 210 бар, скорость вращения: до 4 000 об/мин.Большинство версий межподшипниковых насосов имеют модульную конструкцию. Это отвечает последним тенденциям в области насосостроения. Модульная конструкция помогает расширить диапазон применения, обеспечивает возможность замены ряда узлов и их повторного [10] использования. Корпус с форсунками изготавливается как единый блок. Используются лучшие уплотнительные устройства, которые прекрасно защищают от нежелательных включений.Межподшипниковые насосы выпускаются в следующих исполнениях:Горизонтальные с одинарным и двойным всасыванием. Радиально разделенный корпус.Горизонтальные с двойным всасыванием. Аксиально разделенный корпус.Многоступенчатые с горизонтальной центральной осью, диффузором, одинарным и двойным всасыванием. Аксиально разделенный корпус насоса. До 13 ступеней.Многоступенчатый с горизонтальной центральной осью, диффузором, одинарным и двойным всасыванием. Бочкообразный насос с радиально разделенным корпусом. До 14 ступеней.Межподшипниковые насосы могут обеспечивать производительность: до 18 000 м3/час, напор: до 3600 м, рабочую температуру: от -30 до +455 °C, давление: до 350 бар, скорость вращения: до 7 000 об/мин. [11]center9451Рисунок 15 – Пример УЭЦНРисунок 15 – Пример УЭЦНРисунок 15 – Пример УЭЦНРисунок 15 – Пример УЭЦНВертикальные центробежные агрегаты имеют закрытый тип рабочего колеса, что обеспечивает оптимальный баланс и снижение осевых нагрузок.Они доступны в следующих исполнениях:Одноступенчатые с боковой разгрузочной колонной.Многоступенчатые. Оснащенные диффузором. Варианты: дренажный и двухкорпусный. До 14 ступеней.Многоступенчатый. Оснащены диффузором или двойной спиралью. Опции: дренаж и два корпуса. До 5 ступеней.Вертикальные насосы могут обеспечивать производительность: до 18 000 м3/час, напор: до 2000 м, рабочую температуру: от -150 до +400 °C, давление: до 210 бар, скорость вращения: до 3600 об/мин.center16180Рисунок 16 – Вертикальный пример УЭЦНРисунок 16 – Вертикальный пример УЭЦНРисунок 16 – Вертикальный пример УЭЦНРисунок 16 – Вертикальный пример УЭЦНПроекты, реализуемые нашей компанией, полностью удовлетворяют потребности заказчика, обеспечивают успешную модернизацию и повышают операционную эффективность промышленного объекта. [12]
Следовательно, центробежные насосы отличаются простотой конструкции, обеспечивают высокую производительность и напор, могут применяться в условиях, требующих транспортировки жидких и газообразных сред, содержащих примеси. Они хорошо зарекомендовали себя в условиях эксплуатации с постоянными высокими нагрузками и в сложных режимах работы. Центробежные насосы особенно эффективны для перекачки больших объемов жидкости.

1.2 Особенности и факторы, влияющие на работу УЭЦ
НЦентробежные насосы обычно используются в нефтегазовой промышленности для смешивания и перекачки нефтепромысловых жидкостей. Вращательное движение в сочетании с формой корпуса насоса создает центробежную силу для нагнетания жидкостей из насосов. [1, 5]
Центробежные насосы используются в нефтегазовой промышленности в рамках трехфазной или многофазной перекачки. Эти насосы служат для решения самых разнообразных задач и имеют множество типов, таких как электрические погружные насосы, которые используются в качестве сепаратора воды и нефти, в котором вода может быть повторно закачана в резервуар без подъема на поверхность земли. [4]
Они могут транспортировать значительное количество жидкостей низкой вязкости за короткий период времени и способны перекачивать несколько сотен галлонов жидкости в минуту, если продукт совместим. [13]
Центробежные насосы, разработанные для обеспечения эксплуатационной гибкости, эффективности и долговечности, удовлетворяют потребности в перекачке во многих областях применения в нефтегазовой отрасли. Эти насосы эффективно работают в условиях больших объемов и низкого давления на выходе. Центробежные насосы энергоэффективны, обеспечивая при этом высокий расход. Все насосы, включая недорогие центробежные насосы, помогают увеличить прибыль. Поэтому их следует хорошо обслуживать и использовать в тех частях процесса транспортировки, которые максимально повышают его эффективность. [15]
На производительность центробежного насоса влияют следующие основные факторы:Вязкость рабочей жидкости. Также определяется как сопротивление сдвигу при приложении энергии. В целом, центробежный насос подходит для жидкостей с низкой вязкостью, поскольку при перекачивании возникает сильный сдвиг жидкости.Удельная плотность и гравитация рабочей жидкости. Поскольку плотность жидкости — это ее масса на единицу объема, масса жидкости на единицу объема и гравитация жидкости — это отношение плотности жидкости к плотности воды. Это напрямую влияет на потребляемую мощность, необходимую для перекачки конкретной жидкости. При работе с жидкостью, отличной от воды, например, с маслом, важно учитывать удельную плотность и гравитацию, поскольку масса будет напрямую влиять на объем работы, выполняемой насосом. [16
]Если жидкость кислотная или едкая, смачиваемые детали насоса, такие как корпус и материалы рабочего колеса, должны выдерживать эксплуатационные нагрузки. Количество твердых частиц, присутствующих в жидкости, их размер, форма и абразивные свойства — все это факторы.Рабочая температура и давление. Условия перекачки, такие как температура и давление, являются важным фактором для любой операции. Например, для перекачки при высоких температурах могут потребоваться специальные прокладки, уплотнения и монтажные конструкции. Аналогично, для условий высокого давления может потребоваться соответствующим образом спроектированный кожух, удерживающий давление. Необходимо учитывать возможность проникновения в обсадную трубу, поскольку она служит источником напряжения для образования трещин и коррозии. [17]
Чистый положительный напор всасывания (NPSH) и кавитация. NPSH — это термин, обозначающий давление жидкости на стороне всасывания насоса, который помогает определить, достаточно ли высоко давление, чтобы избежать кавитации. Кавитация — это образование пузырьков или полостей в жидкости, возникающих в зонах относительно низкого давления вокруг рабочего колеса и способных вызвать серьезное повреждение рабочего колеса и привести к снижению расхода/давления, помимо прочего. Необходимо убедиться, что чистый положительный напор на всасывании в системе (NPSHA) больше, чем необходимый чистый положительный напор на всасывании насоса (NPSHR), с соответствующим запасом прочности. Принято считать, что статический напор в насосе должен поддерживаться на уровне 6,7 м для воды с температурой 10-20°C. [18]
Давление паров рабочей жидкости. Давление пара жидкости — это давление при данной температуре, при котором жидкость превращается в пар. Его необходимо определить, чтобы избежать кавитации, а также повреждения подшипников, вызванного сухим ходом при испарении жидкости.Почему УЭЦН в основном используются в химической и нефтяной промышленности. Центробежные насосы являются наиболее распространенным типом шламовых насосов, используемых в химической и нефтяной промышленности. Принцип работы этих насосов в основном зависит от одного или нескольких импеллеров, которые перемещают жидкость с помощью силы вращения. Надежная конструкция центробежных насосов делает их очень полезными для широкого спектра промышленных применений. Они очень востребованы в промышленных процессах, где используются жидкости с низкой вязкостью и высокой скоростью потока.center189486Рисунок 17 – Пример УЭЦН00Рисунок 17 – Пример УЭЦН Рисунок 17 – Пример УЭЦНРисунок 17 – Пример УЭЦНУЭЦН очень востребованы в химической промышленности благодаря своей способности работать с агрессивными жидкостями и перекачивать их. В химической промышленности центробежные насосы в основном используются для перемещения жидких соединений из одного места в другое. Например, жидкости из контейнеров необходимо перекачивать в основную производственную зону. [20]
Поскольку химические жидкости представляют непосредственную опасность, центробежные насосы отлично справляются с их перекачкой. Кроме того, в процессе производства химикаты часто смешиваются и разбавляются другими материалами. В этот момент центробежные насосы предлагают безопасную и эффективную систему фильтрации для восстановления исходного химического вещества без риска утечки. [19]
Аналогичным образом, УЭЦН также широко используются в нефтегазовой промышленности. Они используются как важная часть трехфазных или многофазных насосных систем. Даже в самой нефтегазовой промышленности различные формы центробежных насосов используются для широкого спектра применений. Например, электрические погружные насосы признаны в качестве сепаратора нефти и воды. Они предлагают уникальное решение, благодаря которому вода закачивается в резервуар без подъема на поверхность земли. Центробежные насосы также полезны для транспортировки больших объемов жидкостей с низкой вязкостью за короткий промежуток времени. Более того, эти насосы способны перекачивать несколько сотен галлонов жидкости в минуту. [21]
Преимущества УЭЦН для химической и нефтяной промышленности:простая конструкция и удобство эксплуатации;способность работать с большими объемами жидкости;малые размеры, что позволяет занимать минимум места;низкая капитальная стоимость;простота обслуживания;хорошо работает с жидкостью средней и низкой вязкости;непрерывная подача без пульсаций;минимальный износ при работе с агрессивными и абразивными жидкостями.Следовательно, благодаря своей превосходной конструкции и замечательным характеристикам центробежные насосы нашли специализированное применение в химической и нефтяной промышленности. Эти насосы разработаны таким образом, чтобы идеально обрабатывать и перекачивать агрессивные жидкости, а также жидкости низкой вязкости с высокой скоростью потока. [22]
Вывод по первой главе работы. В данной главе работы рассматривались общие сведения об установках электрических центробежных насосов.Таким образом, самым важным фактором в обеспечении длительного срока службы насосной системы является правильная установка. Никакое количество хороших инженерных решений, правильный выбор насоса или правильное применение насосной технологии не смогут преодолеть проблемы, которые может создать некачественная установка насосной системы. Поэтому очень важно, чтобы все мы знали минимальные требования к качественному монтажу.

ГЛАВА 2. АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ ПОМОЩИ УЭЦН

2.1 Обзор эксплуатационного процесса скважин при помощи УЭЦН: работа и возможные нарушения
Прежде чем рассматривать методы по борьбе с осложнениями, следует разобраться в сущности процессов, приводящих к снижению эффективности работы скважин, эксплуатируемых УЭЦН.Вследствие того, что безводный период эксплуатации скважин занимает малую часть от общего периода, влияние воды на работу УЭЦН начинается практически с начала работы скважины. Появление в нефти пластовой воды приводит к целому ряду осложнений при эксплуатации УЭЦН. [23]
По своему химическому составу нефть склонна к образованию эмульсий, так как в ее состав входят активные эмульгаторы- асфальтены и смолы. Процессу образования эмульсий также способствуют глина и песок, принесенные с поверхности или из пласта. Так как вязкость и устойчивость эмульсии зависит от дисперсности водонефтяных смесей, а УЭЦН является одним из лучших диспергаторов, то в процессе прохождения жидкости через рабочие колеса образуется эмульсия, вязкость которой может повышаться в десятки раз по сравнению с чистой нефтью. Другой формой осложнения является появление высокоминерализованной пластовой воды, что приводит к сильной коррозии и активному солеотложению в органах насоса. Это связано с высокой коррозионной активностью пластовой воды. Сочетание воздействия высокоминерализованной воды и электрического тока приводят к возникновению электрохимической коррозии металла. Если этим факторам добавляется низкое забойное давление, то происходит активное солеотложение в рабочих органах насоса.Другим постоянным спутником нефти при ее добыче является газ. При попадании газа в рабочие органы насоса образуются газовые каверны, величина которых соизмерима с размерами канала ступени. При этом происходит ухудшение энергообмена между рабочим колесом и жидкостью. Кроме этого, при конденсации пузырьков газа давление внутри пузырьков остается постоянным и равным давлению насыщения пара, давление же жидкости по мере продвижения пузырька. [18]
Частицы жидкости, окружающие пузырек, находятся под действием все возрастающей разности давления жидкости и давления внутри пузырька и движутся к его центру ускоренно. При полной конденсации пузырька происходит столкновение частиц жидкости, сопровождающиеся мгновенным местным повышением давления, достигающих сотен мегапаскаль. Это приводит к разрушению рабочей поверхности насоса. Все это приводит к ухудшению рабочих характеристик насоса. [14]
Исследования движения газожидкостных смесей в каналах рабочего колеса УЭЦН проводил П. Д. Ляпков. Он установил, что при газосодержании Г>0,06 в насосе происходит резкое ухудшение характеристик.В работе О. Г. Гафурова экспериментально исследовано влияние структуры газожидкостной смеси на характеристику насоса. Было получено, что повышение степени дисперсности газовой фазы увеличивает величину критического газосодержания до Г=0,25. Это достигается при помощи применения диспергаторов. [17]
Исследования по совместной работе ступеней в многоступенчатом погружном насосе велись группой ученых под руководством Н. Н. Репина. Ими было установлено, что напор, развиваемый ступенью, растет по мере роста его порядкового номера. Это обусловлено изменением физико-химических свойств газожидкостного потока по мере его продвижения, в первую очередь дисперсностью газовой фазы.Однако появление газа в водонефтяных смесях, обладающими повышенными вязкостями, а также в нефтях с неньютоновскими свойствами приводит к увеличению показателей работы насоса. Это обуславливается разрушением структурных связей в жидкости за счет выделения газа и как результат повышение текучести жидкости. [19]
В добываемой жидкости находятся различные механические примеси. Это могут быть соли, продукты разрушения пласта и механические примеси, принесенные с дневной поверхности при ремонтах скважин. Создание на забое скважины перепада давления приводит к частичному разрушению скелета горной породы. Мелкие частицы породы вместе с жидкостью попадают в насос и абразивно изнашивают поверхности рабочих колес.Для предупреждения осложнений, связанных с содержанием механических примесей в продукции скважины, необходимо контролировать содержание механических примесей для этого техническими условиями регламентируется предельное содержание механических примесей в добываемой жидкости: 0,1–0,5 г/л.center-7709Рисунок 18 – Факторы влияющие на нормальную работу УЭЦН00Рисунок 18 – Факторы влияющие на нормальную работу УЭЦНРисунок 18 – Факторы влияющие на нормальную работу УЭЦНРисунок 18 – Факторы влияющие на нормальную работу УЭЦНК другой группе факторов влияющих на работу УЭЦН относятся осложнения, связанные с конструкцией скважины, а также с компоновкой насосного агрегата. Рассмотрим некоторые из них. [20]Для создания форсированного отбора жидкости из скважины необходимо увеличить перепад давления. Это достигается спуском насосного агрегата на большую глубину. Для того чтобы продукция скважины могла преодолевать более высокое давление, создаваемое столбом жидкости, находящейся в НКТ, насосу придется повысить напор. Но повышение напора приведет к изменению рабочей характеристики насоса. Посмотрим на характеристику насоса. На ней выделяется рабочая область – это область, в которой имеют места максимальные значения КПД. Если насос до спуска работал в рабочей области, то после спуска произойдет перемещение рабочего режима насоса по кривой H-Q влево (из точки 1 в точку 2). Вместе с этим произойдет уменьшение КПД. Снижение КПД установки обусловлено уменьшением величины полезно затраченной работы. А как показывает практика нефтедобычи разность равная уменьшению полезной работы насоса идет на создание новых осложнений при эксплуатации УЭЦН. [21]
Другой проблемой является повышение температуры откачиваемой жидкости, с возрастанием глубины спуска насоса. Долговечность материала изоляции кабеля и обмоточного провода погружного электродвигателя (ПЭД) уменьшается с увеличением температуры, что может привести к пробоям в изоляции и выхода из строя ПЭД.Использование кустового способа бурения привело к целому ряду осложнений при спуске и эксплуатации УЭЦН. Выявлено, что в интервалах набора кривизны, составляющих 2 градуса и более на 10 м ствола возрастает количество отказов оборудования, чаще происходит падение установок на забой скважины. Причина заключается в возникновение изгибающих и сминающих сил, воздействующих на силовой кабель и корпуса узлов УЭЦН. Также проблемой при эксплуатации наклонных скважин при помощи УЭЦН, является искривление ротора, что приводит к повышению вибрационного воздействия. Повышенные виброперемещения вызывают знакопеременные напряжения в области соединения узлов УЭЦН между собой и с НКТ, стимулируя их разрушение в месте соединения. Кроме искривления ротора причинами вибраций может стать изменение геометрических параметров рабочих колес, вследствие износа. [22]
Для защиты кабеля при спускоподъемных работах применяют центраторы. Но, к сожалению, и они обладают рядом недостатков. Установка центраторов производится на НКТ через каждые 30 метров. При этом собственная вибрация насоса передается практически на всю длину эксплуатационной колонны. В результате цементный камень за обсадной колонной, пол действием вибрации, разрушается. Герметичность колонны пропадает, а следовательно, появляются межколонные перетоки. В местах установки центраторов также могут произойти нарушения целостности обсадной колонны.Усугубляет ситуацию тот факт, что, осложнения не встречаются по отдельности. Чаще всего эксплуатируемые скважины имеют целый набор осложнений, которые снижают эффективность работы УЭЦН. Один вид осложнения может привести к появлению новых проблем при эксплуатации.Выбор оптимального режима работы насоса может предотвратить появление некоторых осложнений. Для этого, на стадии подбора УЭЦН, необходимо оценить в какой области рабочей характеристики будет работать насос. Делается это пересечением двух линий:напорная характеристика скважины, графически отображает запасы энергии, накопленные в самой скважине.зависимость производительности насоса от его напора, эта линия характеризует сам насос.Точка пересечения А характеризует совместную работу пласт- скважина-насос.right12143760013872021542415003412935120523000Для оптимальной работы системы пласт-скважина-насос необходимо еще одно условие – выбор соответствующего режима работы пласта. Если посмотреть на индикаторную линию в координатах Q-Pзаб, то можно выделить две зоны. Зона с нормальными условиями работы пласта и зона с пониженными забойными давлениями . Зона 2 выбирается из условияВо вторую зону чаще всего попадают при форсировании отборов жидкости из скважины. При этом возникает целый ряд проблем, связанный с добычей нефти из пласта.center122555Рисунок 19 – Зона с нормальными условиями работы пласта00Рисунок 19 – Зона с нормальными условиями работы пластаРисунок 19 – Зона с нормальными условиями работы пластаРисунок 19 – Зона с нормальными условиями работы пласта221596090868500Итак, оптимальным режимом работы системы пласт-скважина- насос является такой совместный режим, при котором работа УЭЦН происходит в рабочей зоне (т. е. с максимальными КПД), а пласт по возможности эксплуатируется в зоне 1 (при условии ).Следить за режимом работы системы пласт-скважина-насос необходимо не только на стадии подбора оборудования для эксплуатации скважины, но и после проведения различных мероприятий по изменению фильтрационно-емкостных параметров. Все методы воздействия на ПЗП влияют на коэффициент продуктивности пласта. Причем он может, как увеличиваться после обработки, так и уменьшаться. [24]
Наклон напорной характеристики скважины характеризуется коэффициентом продуктивности, т. е. при обработке пласта мы изменяем наклон индикаторной линии в ту или другую сторону. Так как насос в скважине остается прежним (его характеристика не меняется), то точка А будет перемещаться. В результате может возникнуть такая ситуация, что новый режим работы выйдет из рабочей зоны. Для стабильной работы системы пласт-скважина-насос необходимо контролировать существующий режим работы системы. [22]
Проанализируем, как изменяется режим совместной работы пласта и насоса при обработках ПЗП, на примере воздействия состава УНИ-4.Состав УНИ-4 – это обратная микроэмульсия, обладающая гидрофобизирующим действием. Технология этого метода заключается в том, что в ПЗП производят закачку состава УНИ-4 в пропорции 1 м3 состава на 1 м эффективной толщины пласта. Механизм действия состава УНИ-4 основан на изменении природы смачиваемости поверхности каналов фильтрации. Гидрофильные каналы, содержащие воду после взаимодействия с составом УНИ-4 становятся частично гидрофобными, что приводит к возникновению дополнительных фильтрационных сопротивлений и ограничению движения водной фазы. Одновременно происходит вовлечение в работу низкопроницаемых пропластков содержащих нефть. [19]center19761Рисунок 20 – Коэффициент относительной подачи насоса00Рисунок 20 – Коэффициент относительной подачи насосаРисунок 20 – Коэффициент относительной подачи насосаРисунок 20 – Коэффициент относительной подачи насосаРассмотрим изменение коэффициента относительной подачи насоса (отношение действительной производительности насоса к номинальной) до и после обработки по всем скважинам. Зона с оптимальным режимом работы находится в окрестности точки с координатами (1;1). Из графика видно, что многие скважины работают с отличными от 1 коэффициентами относительной подачи насоса.Кроме того, наблюдается тенденция прямо пропорционального изменения коэффициента относительной подачи насоса. У скважин, лежащих на прямой режим работы не изменился. Но как видно не все скважины лежат на линии, что свидетельствует об изменение режима работы скважины. Причем замечено как увеличение производительности по жидкости, так и ее уменьшение. Это можно объяснить изменением коэффициента продуктивности скважины. [9]
Обобщая все выше сказанное можно сделать следующие выводы:Анализ условий эксплуатации скважин с ЭЦН на позволил определить основные виды и интенсивность проявления осложнений. Наиболее распространенными являются засорение приема насоса механическими примесями, коррозия оборудования и несовершенство конструкции скважины.Условия работы системы пласт-скважина-насос постоянно изменяются. Причина – изменение фильтрационных параметров пород ПЗП, гидродинамических условий вокруг скважины и характеристики ЭЦН. Одним из направлений совершенствования процессов эксплуатации скважин с ЭЦН является проведение специальных видов обработок пород ПЗП с целью улучшения условий фильтрации нефти. Обычно это связано с применением гидрофобизирующих составов (в нашем случае – состава УНИ-4). [7]Результатом проведения обработок 54 скважин составом УНИ-4 стало уменьшение обводненности продукции, улучшение режима работы насоса. Соответственно произошло увеличение показателя “наработка на отказ”. В то же время по ряду скважин наблюдался небольшой отрицательный эффект, что свидетельствует о необходимости более четкого выбора скважин для проведения обработок.2.2 Анализ и оценка мероприятий по совершенствованию эксплуатации скважин при помощи УЭЦНМаксимально возможное извлечение нефти из нефтяных залежей требует применения прогрессивных способов и схем разработки нефтяных месторождений, а также совершенствования техники и технологии подъема жидкости из скважин. Широкое распространение имеют установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), которыми оборудована значительная часть фонда добывающих скважин. [5]
Такое положение обусловлено их преимуществами (высокая производительность), реализуемыми в условиях увеличения обводненности нефтяных месторождений и необходимости форсированного отбора жидкости из скважин. При больших подачах по затратам энергии на тонну добываемой нефти электроцентробежные насосы более выгодны, чем штанговые. [12]
Но поскольку ни один из видов механической добычи не может сравниться по объемам перекачиваемой жидкости с УЭЦН, эксплуатация нефтяных скважин с применением установок электроцентробежных насосов является актуальной. [25]
Высокая агрессивность пластовой жидкости, являющейся многокомпонентной средой и состоящей из нефти, пластовой воды, свободного и растворенного газа – одна из основных причин отказов оборудования скважин, эксплуатируемых данным способом.Повышение наработки электропогружного оборудования путем применения защитного дополнительного оборудования включаемого в состав УЭЦН.Для обеспечения охлаждения электродвигателей в скважинах с большим внутренним диаметром обсадных колонн применяется кожух.Конструкция кожуха обеспечивает надежное крепление и исключает забор жидкости сверху, для чего на входном модуле предусмотрен уплотнительный пояс.Данный модуль может быть смонтирован с газосепараторами, диспергаторами, а также без них. Единственное требование для монтажа с газосепараторами диспергаторами – допуск на присоединение входного модуля и совпадения по крепежным узлам.Применение технологии колтюбинга при освоении скважин после гидроразрыва пласта.Для борьбы с выбросами проппанта после проведенного гидроразрыва пласта, наиболее эффективно применение технологии колтюбинга. Опыт применения колтюбинга доказал, что качественная промывка забоя и освоение скважины азотом позволяют сэкономить на эксплуатации УЭЦН, так как существенно снижается риск выхода насоса из строя по причине выноса механических примесей. [24]При использовании колтюбинга, во-первых, гибкую трубу можно спускать в скважину очень быстро (до 50 м/мин.), а во-вторых, по ней можно закачивать азот, образуя очень легкий столб флюида. В процессе очистки происходит поступление притока в скважину, что позволяет очистить ствол до безупречного состояния.Также использование колтюбинга позволяет достичь быстрой окупаемости затрат, и экономию на расходах по дальнейшей эксплуатации скважины. Быстрая окупаемость связана сразу с несколькими факторами:сокращение времени освоения скважины;снижение потерь нефти за счет экономии времени на освоение скважины;увеличение времени работы скважины после запуска; снижение негативного воздействия на пласт во время проведения обработки;увеличение выручки от реализации нефти.Применение гибкой шарнирной муфты в составе установок электроцентробежных насосов. [4]Известно, что при работе УЭЦН на участках с большим набором кривизны из-за боковых усилий возникают нерасчетные напряжения корпусов и валов, которые ведут к одностороннему износу деталей и сокращения межремонтного периода (МРП).Максимально-допустимая кривизна скважины при спуске установки определенного поперечного габарита определяется допустимой упругой деформацией материалов, из которых изготовлена установка.Величина максимально-допустимой кривизны скважины по нормативным документам российских и иностранных изготовителей равна 2° на 10 метров длины. По тем же нормативным документам место подвески установки должно выбираться в скважине там, где установка не подвергается прогибу или как минимум вписывается в участок скважины. [25]
Применение гибкой шарнирной муфты (ГШМ) в составе УЭЦН позволяет:достичь потенциала скважины;предотвратить ослабление затяжки из-за асимметрии натяжений болтов межсекционных фланцевых соединений УЭЦН за счет снятия изгибающих нагрузок, воздействующих на установку при прохождении интервалов с интенсивным искривлением ствола во время спуска оборудования в скважину.При эксплуатации УЭЦН в зоне с набором кривизны выше допустимой, где штатная установка работает в напряженно- деформируемом состоянии, УЭЦН, оснащенный гибкой муфтой, свободно вписывается в ствол искривленной скважины, чем обеспечивается повышенная устойчивость его работы.В том случае, если участок ствола скважины, в котором расчетами предполагается подвеска насосного оборудования, имеет высокие значения локальной кривизны и установку вынужденно подвешивают в других интервалах, гибкая муфта позволяет производить подвеску УЭЦН именно в заданном интервале, что приводит к более оптимальному режиму ее работы. [8]Вывод по второй главе работы. В данной главе работы проводился анализ технологии эксплуатации и совершенствования скважин при помощи УЭЦН.Таким образом, корректный выбор насосного оборудования и оптимизация режима его работы, позволяет повысить эффективность использования добывающих скважин. Применение расчетных методик позволяет оценивать состояние насосного оборудования, подбирать рациональные технологические параметры работы оборудования.Максимальный эффект повышения энергоэффективности возможно получить, улучшив характеристики установок электроцентробежных насосов посредством сбалансированного подбора каждого элемента оборудования установки (насос, погружной электродвигатель и др.) и оптимизации работы оборудования после запуска.В целом внедрение в производство предлагаемых методов позволит увеличить межремонтный период работы скважин, оборудованных для механизированной добычи полезных ископаемых УЭЦН и тем самым увеличить суточную добычу полезных ископаемых.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящей работе были рассмотрены основные причины отказов погружного оборудования и проанализированы основные методы борьбы с осложнениями в скважинах. Были для рассмотрены методы предупреждения отказа и восстановления работоспособности УЭЦН.Высокий расход электроэнергии на искусственный подъем нефти частотного привода, использование блоков погружной телеметрии, а также замена асинхронных двигателей на синхронные двигатели с постоянными магнитами. Блоки погружной телеметрии передают на поверхность информацию о технологических параметрах на забое, что позволяет выбрать оптимальный режим работы для каждой скважины.
Синхронный двигатель с постоянными магнитами имеет КПД на 6 ... 8% выше, чем у асинхронных двигателей, что, соответственно, снижает потери в двигателе, потребляемую мощность и ток. За счет снижения тока снижаются и остальные потери: в кабеле, трансформаторе и станциях управления.Важным фактором оптимизации режимов работы ЭЦН является использование интеллектуальных станций управления с контроллером.
Таким образом, можно сделать следующие выводы:искусственный подъем нефти является наиболее энергоемким технологическим процессом в нефтегазовых компаниях, и поэтому имеет наибольший потенциал для внедрения энергосберегающих мероприятий;среди методов искусственного подъема нефти наиболее актуальным для оптимизации энергопотребления является применение ЭЦН, так как этот метод эксплуатируется на большинстве скважин Российской Федерации (более 54%), которые обеспечивают до 75% всей добываемой нефти;полезная мощность ЭЦН, затрачиваемая на подъем скважинной жидкости, составляет всего 20 ... 25% от общего потребления, в то время как потери в центробежном насосе могут достигать 47% и выше. Также значительные потери мощности происходят в электродвигателе (12%), кабельной линии (6%) и трансформаторе (7%);снижение потребляемой мощности электродвигателя уменьшает потери в следующих элементах: кабелях, трансформаторах, контрольной станции из-за снижения тока.Необходимо понимать, что скважинные условия и технические характеристика нефтепромыслового оборудования различны. К тому же нельзя забывать о том, что все осложняющие факторы, встречающиеся при эксплуатации УЭЦН, взаимосвязаны между собой. К примеру, при засорении рабочих органов УЭЦН, механическими примесями, технические характеристики установки (в первую очередь НРХ) неизбежно изменятся, что может привести к нагреву узлов УЭЦН. Как было указано ранее, повышенная температура является катализатором солеобразования. Даже самое минимальное солеотложение на рабочих органах насосов неизбежно ещё более усугубляет ситуацию (подача УЭЦН снижается) и образуется замкнутый круг. К тому же, если вовремя не предпринять соответствующих мер, вполне вероятен отказ установки по причине снижения сопротивления изоляции электрочасти УЭЦН. Поэтому своевременно и правильно выбранные и проведённые предупреждающие мероприятия во многих случаях позволят избежать преждевременного выхода из строя нефтепромыслового оборудования. В заключении хотелось бы ещё раз обратить внимание читателя на тот факт, что всегда проще предупредить осложнение, чем потом бороться с его последствиями. Применение современных методов борьбы с осложненными условиями позволяет существенно снизить количество удельных текущих ремонтов, что позволяет сократить растраты на сам ремонт и потерю потенциальной прибыли от простоя скважин.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Агеев Ш. Р., Григорян Е. Е., Макиенко Г. П. Российские установки лопастных насосов для добычи нефти и их применение. Пермь: Пресс- Мастер, 2021. – 645 с.Аптыкаев Г. А. «Интенсификация добычи и увеличение МРП скважин, оборудованных УЭЦН» - Инженерная практика, 2021, №4, 65–69 с.Габдуллин Р. Ф. Эксплуатация скважин оборудованных УЭЦН в осложненных условиях // Нефтяное хозяйство, 2021–№4.- 62–64 с.Девликамов В.В., Зейгман Ю.В. Техника и технология добычи нефти. – Уфа: УНИ, 2021, — 116 с.Деньгаев A.B. Повышение эффективности эксплуатации скважин погружными центробежными насосами при откачке газожидкостных смесей – Дис. канд. техн. наук. - М., 2021. 194 с.Дроздов А. Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложнённых условиях: Учебное пособие для вузов. – М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2020. – 616 с.Зейгман Ю.В., Гумеров О.А., Генералов И.В. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками штанговых и электроцентробежных насосов: Учеб. пособие. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2020. – 120 с.Иванов В. Н., Левин Ю. В. Основные задачи развития и совершенствования установок электроприводных центробежных насосов // УКАНГ, 2020- №1 –33 с.Ивановский В.Н., Дарищев В.И. Скважинные насосные установки для добычи нефти. – М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2020.- 824 с.Каплан Л. С. Эксплуатация осложнённых скважин центробежными электронасосами / Каплан Л. С., Семёнов А. В., Разгоняев Н.Ф // – М.: Недра, 2020. – 190 с.Кащавцев В.Е., И. Т. Мищенко. Солеобразование при добыче нефти. – М.: 2020. – 432 с.Лутфуллин Р.Т. Эксплуатация УЭЦН в экстремальных условиях Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения. Химическое и нефтегазовое машиностроение.- 2020. №3, 27–28 с.Максимов В. П. Работа погружного центробежного насоса на водонефтегазовых смесях / Максимов В. П., Антропов А. Д., Голиков В. И. // Нефтепромысловое дело, 2020, № 5, с. 9–11.Мищенко, И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов / И. Т. Мищенко. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2020.- 816 с.Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности /М. М. Сулейманов, Т.С. Газарян, Э.Т. Маявелян, А. Б. Тимощук. – М.: Недра, 2021. – 392 с.Поляков В. С., Барбаш И.Д., Ряховский О.А. Справочник по муфтам. – Л.: Машиностроение, 2020. – 344 с.Рагулин, Е.Ф. Смолянец, А. Г. Михайлов//Нефтепромысловое дело. – 2020, — №7. – 23–26 с.Репин, Н.Н. Технология механизированной добычи нефти / Н. Н. Репин, В.В. Девликамов, О. М. Юсупов. - Москва: Недра, 2020. -176 c.Сарачева Д. А. Совершенствование электроцентробежных насосных установок для скважин, осложненных высоким газовым фактором: дис. канд. наук. / Сарачева Д. А. –Уфа, 2020. – 124 c.Снарев А.И. Расчеты машин и оборудования для добычи нефти и газа. – Москва, 2020. - 224 с.Филиппов В. Н. Надежность установок погружных центробежных насосов для добычи нефти. / В. Н. Филиппов // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2020. - №4. – 49 с.Халимов Э.М. Технологии повышения нефтеотдачи пластов / Э.М. Халимов, Б.И. Лэви. - М.: «Недра», 2020. –271 с.Шаякберов В.Ф., Янтурин Р.А. О расширении возможностей УЭЦН // Нефтепромысловое дело. – 2020. – № 3. – 27–28 с.Щуров В.И. Технология и техника-добычи нефти.-М.: Недра, 2020. -510 с.Эксплуатация осложненных скважин центробежными электронасосами под ред. Л. С. Каплан, 2020. –140 с.