foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Особенности техники и технологии добычи нефти установками УЭЦН

Установки скважинных центробежных насосов (УЭЦН) предназначены для эксплуатации нефтя­ных скважин при различных условиях: в чисто нефтяных и почти полностью обводненных скважинах;

 

·        при содержании в откачиваемой жидкости песка, газа;

·        при агрессивной жидкости и жидкости с повы­шенной температурой.

В зависимости от условий эксплуатации .т.е. от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, разработаны установки обычного исполнения (УЭЦН) и с повышенной коррозионной износостойкостью (УЭЦНК).

УЭЦН рис.4. состоит из центробежного скважинного электронасосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой и насос) и кабельной линии, спускаемых в скважину на НКТ, оборудование устья скважин и наземного электрооборудования : трансформатора и станцией управления.

В зависимости от поперечного габарита скважинного электронасосного агрегата установки подраз­деляют на следующие условные группы:

Группа УЭЦН

5

6

Внутренний диаметр обсадной колонны мм, не менее

121.7

130

144.3

УЭЦН предназначена для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости со следующей харак­теристикой

Максимальная плотность водонефтяной смеси, кг/м3

до 1400

Температура откачиваемой жидкости, оС

не более 50-90

Максимальная объёмная доля свободного газа на входе в насос, %

25

Максимальная концентрация сероводорода, г/л

не более 0.01

Максимальная массовая концентрация твёрдых час­тиц, г/л

0.05

Водородный показатель пластовой воды

6-8.5

УЭЦНК применяют в жидкой среде с содержанием сероводорода в количестве 0.1-1.25 г/л и мех примесей до 0.1 г/л.

Основной принцип подбора установок скважинного центробежного электронасоса к нефтяной скважине состоит в обеспечении извлечения из скважины нормированного дебита при минимальных затратах.

Правильный выбор типоразмера установок обеспечивает оптимальный режим работы системы пласт-насос.

Наиболее сложной задачей при выборе установки является определение рационального типораз­мера ЭЦН и глубины его погружения под динамический уровень.

При выборе УЭЦН в основном необходимо соблюдать следующий порядок выбора узлов:

производительный выбор нескольких типоразмеров установок;

определение глубины погружения насоса и его напора по условиям отбора нефти ;

уточнение параметров насоса при вязкости откачиваемой смеси и газосодержанием, отли­чающихся от принятых выше;

проверка насоса на возможность отбора тяжёлой жидкости после ремонта скважины;

проверка нагрева двигателя и уточнение его типоразмера;

проверка выбранного кабеля;

проверка диаметрального габарита погружного агрегата и труб с кабелем;

проверка параметров автотрансформатора и станций управления;

сравнение экономических показателей первоначально принятых вариантов УЭЦН и выбор из них оптимального.

Основные узлы УЭЦН.

Центробежные электронасосы.

Центробежные электронасосы - это погружные, центробежные, секционные, многоступенчатые насосы. По принципу действия они не отличаются от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости. Секции насоса, связанные фланцевыми соединениями, представляют собой металлический кор­пус, изготовленный из стальной трубы длиной до 5.5 м. В корпус секции вставляется пакет ступеней, представляющих собой собранные на валу рабочие колёса и направляющие аппараты. Рабочие ко­лёса устанавливаются на валу на продольной механической шпонке, они могут перемещаться в осе­вом направлении. Направляющие аппараты закреплены от поворота в корпусе гайкой - ниппеле, рас­положенном в верхней части корпуса. Число ступеней колеблется от 127 до 413. Снизу в корпус ввинчивают основание насоса с приёмными отверстиями и фильтром-сеткой, через которые жид­кость из скважины поступает в насос.

Верхний конец вала насоса вращается в подшипнике скольжения и заканчивается пятой, воспри­нимающей нагрузку на вал. Радиальные усилия в насосе воспринимаются подшипниками скольже­ния, устанавливаемыми в основании, ниппеле, и на валу насоса.

В верхней части насоса находится ловильная головка, в которой расположен обратный клапан и к которой крепятся НКТ.

Погружной электродвигатель.

В качестве привода насоса используется погружной, 3-х фазный, асинхронный с короткозамкнутым многосекционным ротором вертикального исполнения, маслонаполненный электродвигатель типа ПЭД. ПЭД состоит из статора, ротора, головки и основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах которой предусмотрена резьба для подсоединения головки и основания двигателя. Магнитопровод статора собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей, имеющих пазы, в которых располагается обмотка. Фазы обмотки соединены в звезду. К концам об­мотки статора припаивают специальные выводные концы, изготовленные из многожильного медного провода с изоляцией, имеющего высокую электрическую и техническую прочность.

Электродвигатель заполняется специальными, маловязкими, высокой диэлектрической прочности маслами, служащим как для охлаждения, так и для смазки. Дополнительную циркуляцию масла и смазку подшипников ротора обеспечивает турбинка. Фильтр очищает масло. В головке двигателя расположена пята и подпятник.

Гидрозащита.

Гидрозащита предназначена для защиты двигателя от проникновения в его полости пластовой жидкости. Она состоит из протектора и компенсатора.

Протектор устанавливается между ЭЦН и ПЭД.

Он имеет две камеры, разделённые эластичной резиновой диафрагмой и заполненные маслом. Протектор обеспечивает смазку упорного подшипника, который воспринимает осевую нагрузку от ва­ла ЭЦН, и защищает ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости. Выравнивание дав­ления в протекторе и скважине обеспечивается обратным клапаном, расположенным в нижней части протектора. Пробка обратного клапана выворачивается перед спуском погружного агрегата в скважи­ну.

Компенсатор присоединяется к основанию ПЭД. Он состоит из маслонаполненной камерой, об­разуемой эластичной резиновой диафрагмой и защищённой от повреждений стальным корпусом. Компенсатор защищает ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости.

Кабель.

С поверхности до погружного агрегата подводят питающий, полиэтиленовый, бронированный круглый кабель, а в пределах погружного агрегата плоский кабель. Переход от круглого к плоскому сращивается горячим способом. Строительная длина кабеля 800-1800 м. Потери напряжения со­ставляют 25-125 В на 1000 м.

Оборудование устья скважин.

Оборудование устья обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу продукции и регулирование режима эксплуатации, и возможность проведения различных технологических операций. Герметичность вывода кабеля и НКТ достигается с помощью разъёмного корпуса, вставляемого в крестовину резинового уплотнения и фланца. Для отвода затрубного газа в линию нефтесброса и газосброса монтируется обратный клапан.

Обратный клапан.

Предназначен для удержания откачиваемой жидкости в подъёмных трубах при остановке насоса. Благодаря этому клапану насос запускают в режиме, близком к режиму насоса при закрытой задвиж­ке, что уменьшает пусковую мощность. Кроме того, при кратковременных остановках исключается возможность запуска насоса при обратном вращении вала, а это может произойти, если жидкость бу­дет сливаться из труб.

Сливной клапан.

Устанавливается над обратным клапаном в колонне подъёмных труб. Предназначен для спуска жидкости из труб при подъёме их на поверхность. При необходимости подъёма насосного агрегата, в трубы сбрасывают металлический стержень, который, ударяя по удлинённому концу штуцера сливного клапана, отламывает его в месте надреза. В результате открывается отверстие для слива жидко­сти из НКТ.

Подготовка скважины и монтаж оборудования.

Перед монтажом установок скважинных насосов скважины промывают от песчаных пробок. Перед спуском погружного агрегата обсадную колонну проверяют с помощью специального шаблона. Вышки и мачты центрируют и проводят линию электропередачи от силового трансформатора до скважины.Все оборудование проверяют в соответствии с инструкцией по эксплуатации. Для монтажа и де­монтажа установки, а также для спуска и подъёма скважинного агрегата из скважины применяют сле­дующие приспособления и инструменты: подставка для спуска и подъема установок, монтажный хо­мут - элеватор, заправочный бачок с насосом для масла, мегометр, пояс для крепления кабеля, стальная игла для извлечения свинцовых прокладок, шлицевой ключ для проверки вращения валов. При монтаже УЭЦН электродвигатель с гидрозащитой соединяют с кабельной линией в соответствии с инструкцией по эксплуатации. При сборке двухсекционного двигателя с гидрозащитой 1Г51 для от­крытия перепускного клапана в компенсаторе необходимо:

привязать к протектору и стропе крюка талевой системы кабель;

смотать с барабана через ролик кабель длиной 8-10 м;

поднять собранную часть агрегата до выхода из скважины перепускного клапана компенса­тора так, чтобы провис кабеля между двигателем и роликом все время находился ниже ро­лика;

открыть перепускной клапан компенсатора и спустить до посадки монтажного хомута-элеватора на фланец колонной головки;

плавно намотать на барабан смотанный кабель;

проверить сопротивление изоляции системы кабель-двигатель после их соединения, кото­рое должно быть не менее значения, подсчитанного по формуле:

Rобщ = Rд *Rк / (Rк+ Rд), где Rд - сопротивление изоляции двигателя при температуре окружающей среды;

Rк - допустимое сопротивление изоляции кабеля при температуре окружающей среды ;

Rk =R/k/Lk ,где Lк - длина кабельной линии ; R/k - допустимое сопротивление изоляции 1 км кабельной линии (см. таблица 2.1.).

Таблица 2.1.

Tокр.ср. оС

-40-0

5

10

20

25

30

35

40

R/k ,

МОм/км

3000

3000

1200

300

150

70

35

20

Монтажный хомут - элеватор ХМ-3 устанавливают в проточку головки нижней секции насоса и поднимают над устьем скважины. При этом снимают упаковочную крышку с основания и шлицевую муфту с вала, проверяют вращение ротора. Снимают крышку с головки протектора, посаженного на фланец колонной головки. Шлицевую муфту устанавливают на вал протектора и фланцевое соединение равномерно затягивают. Плавно приподнимают смонтированную часть погружного агрегата и с головки протектора снимают монтажный хомут-элеватор. Плоский кабель двумя поясами прикрепля­ют к протектору с интервалом 200-250 мм от посадочных торцов. Плоский кабель устанавливают ме­жду ребрами основания секции и закрепляют поясом на 200-250 мм выше приемной сетки. Затем плавно опускают смонтированную часть агрегата, направляя плоский кабель вдоль образующей кор­пуса секции. Прикрепляют плоский кабель поясом к середине секции. Опускают собранную часть аг­регата до посадки монтажного хомута-элеватора на фланец колонной головки. Затем монтажный хо­мут-элеватор ХМ-3 устанавливают в проточку головки средней секции и поднимают над устьем сква­жины. Снимают упаковочные крышки с головки нижней секции и основания средней секции. Извле­кают шлицевую муфту из головки нижней секции, при помощи шлицевого ключа проверяют вращение ротора средней секции. Плавно опускают среднюю секцию до касания ее посадочного торца с поса­дочным торцом головки нижней секции и равномерно затягивают болты фланцевого соединения. За­тем приподнимают собранную часть погружного агрегата, снимают монтажный хомут-элеватор с го­ловки нижней секции. Устанавливают между ребрами основания средней секции плоский кабель и прижимая к корпусу, закрепляют к корпусу его двумя поясами с интервалом 200-250 мм выше и ниже ребер. Собранную часть погружного агрегата отпускают до посадки монтажного хомута-элеватора на фланец колонной головки. В той же последовательности собирают верхнюю секцию: обратный клапан вворачивают в ловильную головку верхней секции, а спускной клапан - в корпус обратного клапана. Собранный погружной агрегат плавно приподнимают, снимают монтажный хомут-элеватор, между ребрами ловильной головки устанавливают плоский кабель и закрепляют его поя­сами. Затем погружной агрегат опускают до посадки трубного элеватора на фланец колонной голов­ки. После этого его приподнимают и на фланце колонной головки устанавливают пьедестал с откры­тым затвором . Пьедестал закрепляют так, чтобы внутренняя цилиндрическая расточка его корпуса была сосна с внутренней цилиндрической поверхностью колонной головки, а кабель выходил в бо­ковую прорезь. Затем закрывают затвор пьедестала.

Погружной агрегат на НКТ спускают в скважину на необходимую глубину. Спуск погружного агрега­та в скважину проводят плавно со скоростью не более 0.25 м/с. Через каждые 300 м спущенных труб измеряют сопротивление изоляции системы кабель-двигатель. Если сопротивление изоляции ниже 5 МОм, то насосный агрегат поднимают.

Пуск и эксплуатация установки.

Перед пуском установки специально подготовленная бригада проводит следующие работы:

замеряет сопротивление изоляции системы кабель-двигатель, которое должно быть не ме­нее 5 МОм;

проверяет правильность установки перемычек ступени напряжения на трансформаторе;

выводит кабель в комплектное устройство и соединяет его с контактами в соответствии с требованиями эксплуатационных документов;

проводит предварительную регулировку аппаратов защиты комплектного устройства в соот­ветствии с номинальным током погружного двигателя, а затем включают установку. В процессе пускового режима необходимо следить за показаниями амперметра и вольтметра до наступления установившегося режима работы ПЭД.

Процесс освоения скважины УЭЦН в зависимости от пластового давления, коэффициента продук­тивности и обводнённости сводится к двум вариантам.

Вариант 1 - скважина не требует глушения при проведении подземного ремонта.

После запуска ждут появления подачи и одновременно волномером и эхолотом контролируют снижение уровня жидкости в затрубном пространстве скважины.

Нормальным считают режим работы системы установка - скважина при установлении постоянных подачи и динамического уровня. Замеряют подачу жидкости, которая должна быть близкой к расчет­ной.

С интервалом 30 мин. 3 раза замеряют динамический уровень. Результаты замеров должны быть одинаковыми.

Вариант 2 - скважина требует глушения при проведении подземного ремонта.

Перед пуском установки определяют предельное значение снижения уровня жидкости в скважине. После запуска установка должна работать не более 1 часа, так как при глушении скважины установка откачивает жидкость, расположенную выше приёмной сетки насоса. При этом электродвигатель не будет охлаждаться потоком откачиваемой жидкости.

В процессе работы контролируют рабочий ток двигателя, а также скорость восстановления уров­ня. По данным произведённых замеров строят график восстановления уровня (КВУ). Если уровень жидкости в скважине не восстанавливается, то необходимо отрегулировать аппараты защиты ком­плектного устройства на среднее значения рабочего тока, заново запускают двигатель (не ранее чем 1.5 часа после остановки).

Продолжительность работы установки должна быть не более 1 часа. Все операции необходимо повторять до восстановления уровня.

На характеристику насоса наносят график восстановления уровня. Точка пересечения графика восстановления с кривой Н-Q характеристики насоса будет тем минимальным по подаче режимом, на котором будет работать установка при последующем её включении.

Зная подачу, вычисляют скорость жидкости, охлаждающей электродвигатель Vохл. и сравнивают с допустимым значением скорости охлаждения данного электродвигате­ля Vдоп.охл.. Если Vохл.>=Vдоп.охл, время работы установки до отключения не лимитируют. Ес­ли наоборот, то установка должна работать не более 1 часа.

Откачку жидкости из скважины и контроль за восстановлением уровня проводят до тех пор, пока система установка - скважина не войдёт в режим.

После выхода установки на рабочий режим, проводят регулировку ступеней напряжения транс­форматора. Затем регулируют защиту комплектного устройства, исходя из тока, потребляемого дви­гателем.

Перед включением установки после двух остановок проверяют сопротивление изоляции системы кабель - двигатель. В процессе эксплуатации скважин УЭЦН контролируют количество откачиваемой жидкости, со­держание попутной воды в откачиваемой жидкости и её водородный показатель, концентрацию твёр­дых частиц и сероводорода, микротвёрдость частиц по Маосу, температура откачиваемой жидкости на выходе из насоса, динамический уровень, буферное давление, сопротивление изоляции системы кабель - двигатель и значения тока двигателя, который не должен превышать номинального значе­ния при установившемся режиме работы.

В процессе эксплуатации установок скважинных электронасосов необходимо вести наблюдение за работой насосного агрегата:

в течении недели не реже одного раза замеряют подачу насоса;

еженедельно замеряют напряжение и силу тока двигателя;

устанавливают на трансформаторе или трансформаторной подстанции минимальный ток, потребляемый двигателем;

при снижении сопротивления изоляции ниже 0.05 МОм из скважины поднимают электродви­гатель;

при отключении устройства контроля за изоляцией на установке после предварительного замера сопротивления изоляции системы кабель - двигатель поднимают из скважины погружной агрегат;

при отключении установки повторный запуск проводят после замера сопротивления изоля­ции системы кабель - двигатель;

устраняют все неисправности аппаратуры согласно инструкции по эксплуатации.

Влияние газосодержания на приеме насоса на работу УЭЦН.

Присутствие эмульгированного газа увеличивает объём смеси, проходящей через первые рабочие спупени насоса, и забирает часть энергии, подводимой к валу насоса, на сжатие газовых пузырьков и с полное растворение в нефти. Эта энергия частично возвращается потоку жидкости, но уже в НКТ, (выделяющийся газ создаёт так называемый газлифтный эффект, способствующий подъёму жидкости на поверхность и уменьшающий необходимый для работы скважины напор. С ростом газосодержания в каналах рабочих колес и направляющих аппаратов насоса образуются полости, не участвующие в общем течении смеси через каналы. Появление заполненных газом каверн приводит к уменьшению пропускной способности каналов насоса и резкому ухудшению обтекания лопастей, нарушающему энергообмен между насосом и перекачиваемой средой. Насос работает в режимах искусственной кавитации и при дальнейшем увеличении газосодержания может произойти срыв подачи насоса. Кривые напор-подача по смеси при этом располагается ниже характеристики насоса на негазированной жидкости.

Существует несколько методов для уменьшения газосодержания на приёме насоса. Один из них - установка газосепаратора.

Основные этапы подбора установки погружного центробежного насоса к скважине по методике П.Д.Ляпкова.

Методика подбора УЭЦН к скважине состоит в выполнении следующих основных этапов:

подготовка исходных данных, характеризующих необходимые параметры дренируемого пласта, эксплуатационной колонны скважины, установившегося режима работы системы пласт-скважина-УЭЦН, а также свойства и объёмные соотношения откачиваемых из скважины нефти, попутной воды, попутного газа при различных термодинамических условиях;

расчет и построение кривых изменения давления Р(Lэк) и объёмного расходного газосодержания г(Lвх) по длине эксплуатационной колонны в интервале от её забоя до сечения, в котором давление равно давлению в выкидной линии скважины;

а) выбор предварительного значения объемно-расходного газосодержания у входа в насос в пределах bг.вх=0.05...0.25, которое должно быть в откачиваемой продукции из скважины при работе системы скважина-УЭЦН в установившемся режиме;

б) определение предварительных значений глубины спуска Lн насоса в скважину и давления Рвх у входа в насос;

в) оценка значения коэффициента сепарации Кс свободного газа перед входом скважинкой про­дукции в насос и действительного давления Рд.нас насыщения нефти и воды, нагнетаемых насосом в колону НКТ попутным газом;

расчёт и построение кривой Р(LНКТ) изменения давления по длине колонны подъёмных труб в интервале от выхода продукции из насоса до устья скважины для заданного дебита жидкости с учё­том того, что часть свободного газа проходит мимо насоса;

подбор УЭЦН;

а) оценка перепада давления Рсвыхвх, который требуется сообщить скважинной продукции, чтобы система скважина-УЭЦН работала в установившемся режиме с заданным дебитом жидкости;

б) оценка по Qжсу и Рс значений подачи Qв и напора Нвс, которые должен иметь подбираемый к скважине насос при откачке воды стандартной температуры, чтобы при работе в скважине на най­денной выше глубине Lн он смог бы обеспечить извлечение заданного дебита жидкости Qжсу;

в) выбор по Qв, Нвс, диаметру эксплуатационной колонны и свойствам откачиваемой продукции и паспортным рабочим характеристикам типоразмера УЭЦН;

г) расчёт потребляемой мощности предварительно выбранным насосом при откачке им заданно­го количества жидкости в установившемся режиме работы системы скважины-УЭЦН по значениям Qв и Нвс с учётом влияния на потребляемую мощность плотности и кажущейся вязкости проходящей че­рез насос продукции;

д) выбор погружного электродвигателя к насосу по мощности, диаметру эксплуатационной ко­лонны к температуре жидкости в стволе скважины на глубине Lн спуска в неё ЭЦН, определение ми­нимально допустимой скорости охлаждающей жидкости охл и расчёт минимально допустимого деби­та жидкости Qохл при длительной непрерывной работе двигателя;

е) проверка возможности освоения скважины выбранной установкой при глубине Lн спуска её в скважину;

ж) если принято решение уменьшить глубину спуска насоса или оборудовать УЭЦН газосепаратором, то выполняется оценка нового значения коэффициента сепарации газа перед входом в насос с учётом наличия перед ним газосепаратора и расчет кривой распределения давления по длине НКТ;

з) определение напора и давления, которые способен развить насос с номинальным числом сту­пеней при работе в скважине на установившемся режиме с подачей, соответствующей заданному дебиту жидкости Qжсу;

и) регулирование напорной характеристики насоса уменьшением числа ступеней в нём, штуце­ром или комбинированным способом в случае, если развиваемый насосом напор при работе в режи­ме, соответствующем отбору из скважины заданного дебита Qжсу, существенно больше требуемого;

к) определение мощности, потребляемой насосом или насосом с газосепаратором, проверка за­груженности погружного электродвигателя;

л) выбор окончательного варианта двигателя, трансформатора и станции управления.


Причины преждевременных отказов УЭЦН

В таблице 10 приведены причины преждевременных отказов установок ЭЦН и их доля в общем количестве отказов.

Таблица 10.

Причины преждевременных отказов ЭЦН:

Засорение механическими примесями

24,90 %

Механические повреждения кабеля

21,50 %

Отказ удлинителя (во время эксплуатации)

7,80 %

Негерметичны НКТ

5,85 %

Отказ кабеля

5,37 %

Причина не установлена

5,37 %

Бесконтрольный вывод на режим

4,88 %

Отказ ПЭД

4,88 %

Бесконтрольная эксплуатация

3,41 %

Отказ ЭЦН

3,41 %

Прочие причины отказов

3,41 %

Некачественный монтаж

2,44 %

Некачественная подготовка скважины

1,80 %

Отказ в сальниковой разделке

1,46 %

Отклонение от заданной глубины спуска

1,46 %

Соли

1,46 %

Парафин

0,49 %

Из таблицы видно, что больше всего случаев преждевременных отказов установок происходит по причине засорения механическими примесями.

Следующая наиболее весомая причина отказов - механические повреждения кабеля при спуско-подьемных операциях. Хотя за последние годы количество отказов по этой причине имеет тенденцию к снижению, отмечено большое количество механических повреждений кабеля при отказах установок ЭЦН по другим причинам во время подъема установок на поверхность.

За 1997 год снизилось количество ремонтов по негерметичности НКТ по сравнению с 1996 годом. Однако количество случаев выхода из строя по причине бесконтрольной эксплуатации увеличилось.

Процент отказов ПЭД, кабеля, гидрозащиты, ЭЦН за последние годы остается примерно на одинаковом уровне.

Наблюдается некоторая закономерность изменения количества отказов насосного оборудования по времени года. Количество отказов в весенне-летний период значительно возрастает, что может быть связано с попаданием большего количества механических примесей в скважины при ремонтах.

Отмечено также значительное количество отказов УЭЦН, связанных с расчленением и обрывом их на забой скважины (так называемые «полеты»). За 1997 г. количество таких аварий составило 175 (13.6 %) от эксплуатационного фонда УЭЦН. За последние годы происходит увеличение количества «полетов» оборудования на забой. «Полеты» установок на забой происходят в основном по отечественным УЭЦН большей частью с наработкой на отказ менее 100 суток (63%). Причина «полетов» УЭЦН однозначно не определена. С целью снижения «полетов» ЭЦН в 1996 году в НГДУ «Комсомольскнефть» были внедрены 57 насосов Лебедянского машиностроительного завода с измененной конструкцией соединений между секциями типа «корпус-фланец». По этим насосам произошли «полеты» 13 установок, т. е. 23% от спущенных УЭЦН, в том числе 5 полетов по фланцевым соединениям насосов. Таким образом, изменение соединения «фланец-фланец» на «корпус-фланец» не повышает надежность установок по отношению к «полетам».

За 1997 год произошел рост часто ремонтируемого фонда скважин со 128 до 168. Это скважины, где за истекший год были произведены 3 и более ремонта. Число ремонтов на 1 скважину по часто ремонтируемому фонду - 3.9, против 3.8 в 1995 г. Число ремонтов на 1 скважину по скважинам, оборудованным УЭЦН за 1996 год - 0.94, за 1995 год - 0.93. Наработка на отказ по часто ремонтируемому фонду составляет 103.7 суток. Основная причина отказов - засорение и износ насоса механическими примесями.

По программе разработанной на кафедре «Разработка нефтяных месторождений» провела подбор УЭЦН Савуйского месторождения.

Скв. №737/517 спущена установка ЭЦН-50 на глубину 1801м, Qж=72 м3/сут,

Qн=2.7 м3/сут при обводненности продукции – 0.96%, после оптимизации я предлагаю заменить предыдущую установку на установку ЭЦН80-1200 и получим, что дебит жидкости увеличится на 11 м3/сут, а Qн увеличиться на 0.5 м3/сут глубину спуска не изменяем.

Скв. №718/372 ЭЦН50 , обводненность продукции 0,97, Qж =74, Qн=2.3, предлагаю не изменяя глубины спустить установку ЭЦН80-1200 Нсп=1545м, дополнительная добыча по жидкости Qж=9 м3/сут , по нефти Qн=0,2 м3/сут.

Скв.№605/312 Нсп=1853, Qж=74, Qн=2.8 м3/сут, обводненность продукции 0,96%. Рекомендую спустить насос ЭЦН80-1200 на глубину 1820м, в результате получим Qж=78 м3/сут, что на 4м3/сут больше и Qн=3 м3/сут, что больше на 0,2 м3/сут

Скв.№593/300 спущена установка ЭЦН 50 на глубину 1690, предлагаю установить насос ЭЦН80-1200, после чего получим дебит по нефти на 1,4м3/сут больше, а по жидкости на 12м3/сут. Глубину спуска насоса оставляем прежней.

Скв.№592/301 УЭЦН50, глубина спуска насоса 1807м, Qж=74м3/сут, обводненность 0,89%, Qн=8,5 м3/сут, я предлагаю спустить насос ЭЦН80-1200 на глубину 1700м, получим: qж=79м3/сут, а Qн=9м3/сут.

Аналогично скважины №246/372 глубину спуска изменяю с 1545м, до1700м насос ЭЦН50 предлагаю заменить на ЭЦН80-1200 , прибыль по жидкости равна 12м3/сут, по нефти 1.10 м3/сут.

Скв.№512/614 спущена установка ЭЦН80- Qж=126, Qн=21,30 м3/сут на глубину Нсп=1581м, предлагаю ЭЦН 125-1200 спустить на глубину 1700м, дополнительная добыча по жидкости составит на 11м3/сут больше, по нефти на 2,3м3/сут больше.

Скв.№503/627 предлагаю заменить установку ЭЦН80 на ЭЦН 160-1600 и глубину спуска насоса увеличить с 1702 м до 1749м , в результате прирост по жидкости составит 5м3/сут, по нефти увеличиться на 0,16м3/сут

Скв.№554/592 заменяя установку ЭЦН80 на ЭЦН 125-1200, глубину спуска насоса не изменяя, можно получить дополнительную добычу по жидкости 10м3/сут, по нефти на 0.16 м3/сут больше.

На таблице представлены существующие и рекомендуемые режимы до и после подбора установок УЭЦН к скважинам. Откуда видим, что по 10 скважинам мы можем получить дополнительную добычу по жидкости и по нефти.

Статистика



Яндекс.Метрика