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	5А	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:

R_общ ⁼ R_д *R_к / (R_к+ R_д), где R_д – сопротивление изоляции двигателя при температуре окружающей среды;

R_к – допустимое сопротивление изоляции кабеля при температуре окружающей среды ;

R_k =R^/_k/L_k ,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 V_охл. и сравнивают с допустимым значением скорости охлаждения данного электродвигате­ля V_{доп.охл.}. Если V_охл.>=V_{доп.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(L_эк) и объёмного расходного газосодержания _г(L_вх) 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 b_г.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 L_н насоса в скважину и давления Р_вх у входа в насос;

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

• расчёт и построение кривой Р(L_НКТ) 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 Р_с=Р_вых-Р_вх, который требуется сообщить скважинной продукции, чтобы система скважина-УЭЦН работала в установившемся режиме с заданным дебитом жидкости;

б) оценка по Q_жсу и Р_с значений подачи Q_в и напора Н_вс, которые должен иметь подбираемый к скважине насос при откачке воды стандартной температуры, чтобы при работе в скважине на най­денной выше глубине L_н он смог бы обеспечить извлечение заданного дебита жидкости Q_жсу;

в) выбор по Q_в, Н_вс, 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 Q_в и Н_вс 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 L_н спуска в неё ЭЦН, определение ми­нимально допустимой скорости охлаждающей жидкости _охл и расчёт минимально допустимого деби­та жидкости Q_охл при длительной непрерывной работе двигателя;

е) проверка возможности освоения скважины выбранной установкой при глубине L_н 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 Q_жсу;

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 Q_жсу, 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.