Анализ эффективности работы фонда установок электроцентробежных насосов Лунинецкого нефтегазоконденсатного месторождения (Томская область)

Распределение добычи нефти по способам эксплуатации в 2007 году представлено в таблице 3.4.

Таблица 3.4

Распределение отборов нефти по способам эксплуатации Лугинецкого месторождения на 01.06.2008 г.

Показатели	Способ эксплуатации	Всего:
	фонтан	УЭЦН	ШГН
1. Количество скважин, ед.	97	54	14	166
2. Годовой отбор нефти, тыс. т	228,71	331,90	44,02	604,63
3. Годовой отбор жидкости, тыс. т	411,81	1060,99	78,53	1551,33
4. Обводненность с начала года, %	44,46	68,72	43,94	61,03
5. Добыча попутного газа, млн. м3	1413,28	587,2	58,0	2058,48

Анализируя таблицу видно, что фонтанным способом добыто 369.1 тыс. т (49,2% от годовой добычи нефти), с помощью УЭЦН - 331,9 тыс. т (54,9%), ШГН - 44,02 тыс. т (7,2%). Более половины добычи нефти ведется из механизированных скважин. Фонтанный способ эксплуатации характеризуется невысокими дебитами нефти / жидкости (7,75/ 17,25 т/сут), незначительно превышающими дебиты скважин, оборудованных насосами ШГН (7,59 / 12,8 т/сут.), максимальные дебиты нефти / жидкости приходятся на скважины, оборудованные насосами УЭЦН (21,5/ 67,8 т/сут).

На месторождении эксплуатируются объекты разработки: Ю₁¹, Ю₁², Ю₁³, Ю₁⁴, Ю₂.

Максимальный отбор нефти приходится на залежь пласта Ю₁⁴ - 8076.4 тыс. т или 49.5% от всего накопленного отбора и 79.9% от начальных извлекаемых запасов категории С₁, текущей коэффициенте нефтеизвлечения по пласту Ю₁⁴ составил 0.240 (конечный - 0.300). Вторым по накопленным объемам добычи нефти является пласт Ю₁³, который содержит более половины извлекаемых запасов нефти Лугинецкого месторождения (52.1%). Накопленная добыча нефти по Ю₁³ составила 7160.6 тыс. т (43.9% от накопленной добычи нефти по месторождению) или 40.0% от начальных извлекаемых запасов, текущий КИН - 0.120 (конечный - 0.300). На пласты Ю₁^0-1-2 приходится 965.0 тыс. т (5.9%), на Ю₂ - 101.7 тыс. т (0.7%) накопленной добычи нефти.

За 2007 год на Лугинецком месторождении было добыто 604,6 тыс. т нефти, произошло снижение отбора нефти по сравнению с 2006 годом на 145,8тыс. т (19.1%), а по сравнению с 2005 годом на 406,9тыс.т (41,3%). Добыча нефти по пластам месторождения распределилась следующим образом: Ю₁^0-1-2 - 11.2% (83.8 тыс. т годового отбора нефти по месторождению), Ю₁³ - 63.9% (479.7 тыс. т), Ю₁⁴ - 24.7% (185.6 тыс. т), Ю₂ - 0.1% (1.0 тыс. т). Отбор жидкости по месторождению за 2007 год составил 1551,33тыс. т., по сравнению с прошлогодним показателем он увеличился на 0,02% (2006 г. - 1547,6тыс. т). Наибольший объем добываемой жидкости приходится на пласт Ю₁³ - 949.5 тыс. т (61.2% годового отбора жидкости по месторождению), на Ю₁⁴ - 456.7 тыс. т (29.5%) и на остальные объекты разработки 9.3% (Ю₁^0-1-2 - 7.3% и Ю₂ - 2.0%). Среднесуточная добыча нефти по месторождению в целом в 2007 году уменьшилась на 12,7 % до уровня 1822,9 т/сут (в 2006 г. - 2055 т/сут), а по основным объектам Ю₁³ и Ю₁⁴ в среднем на 14-15%. Произошло снижение дебита нефти одной действующей скважины с 15,0 т/сут (2006г.) до 12,3 т/сут (2007г.), снижение дебита нефти наблюдается по всем объектам разработки. Средний дебит жидкости как по месторождению в целом, так и по объектам разработки остался практически на уровне 2006 года. Обводненность продукции по месторождению за 2007 год в среднем выросла на 14,2% и составила 61%. Максимальная обводненность наблюдается по пласту Ю₂ - 96.7%. Относительно высокими дебитами нефти характеризуются скважины, оборудованные УЭЦН, средний дебит которых составляет 21,45 т/сут, и фонтанные скважины - 7,75 т/сут. Невысокая эффективность использования насосов ШГН обусловлена, повышенным газосодержанием добываемой жидкости.

Начальное пластовое давление на Лугинецком месторождении составляет 24.3 МПа. Система поддержания пластового давления на месторождении запущена в 1987 году, в качестве рабочего агента используется сеноманская вода. С начала разработки закачано 59743,2 тыс. м³, накопленная компенсация составила 127.5%. Основные объемы накопленной закачки воды (93.9%), приходятся на пласты Ю₁³ и Ю₁⁴, накопленная компенсация по которым на 01.01.2008 г. составила 135.3% и 107.4%, соответственно. В 2007году по месторождению объем закачки составил 4377,43 тыс. м³, что меньше объема закачки 2006 года на 8,02%, текущая компенсация составила 61.3%. Основные объемы закачки в 2007 года также пришлись на пласты Ю₁³ (2815.5 тыс. м³) и Ю₁⁴ (1551.9 тыс. м³), текущая компенсация по которым на 01.01.2008 г. составила 88.8% и 51.2%. Приемистость нагнетательных скважин в 2007 году уменьшилась по сравнению с предыдущим показателем на 6,9% и составила 191,0 м³/сут.

По пласту Ю₁⁴ реализована внутриконтурная система заводнения, создан барьер между газовой шапкой и нефтенасыщенной частью залежи. Внедрение барьерного ряда позволило на продолжении длительного времени вести разработку контактных запасов пласта Ю₁⁴ без прорыва газа. На восточном куполе пласта Ю₁⁴ реализуется 9-точечная система заводнения с размещением приконтурных нагнетательных скважин. На остальной части залежи реализовано очаговое заводнение. Пластовое давление в районе барьерного заводнения не отличается от среднего по пласту и составляет на 01.01.2008 г. 22.7 МПа.

По пласту Ю₁³ на большей части внешнего контура нефтеносности реализовано законтурное заводнение. На южной части основной площади разработка осуществляется при очаговом заводнении, пластовое давление в зоне отбора в течение 2007г. составляло 22.0 МПа.

Одно из осложняющих условий, влияющее на эффективную работу механизированных скважин является растущий из года в год газовый фактор. Распределение действующего фонда скважин по газовому фактору приведено в таблице 3.5.

Таблица 3.5 Распределение действующих добывающих скважин по газовому фактору с 12.2004 по 12.2007 года

	Газовый фактор, м3/т	всего
	<200	200-400	400-600	600-800	>800
Кол-во скважин
на 12.04	17	38	20	22	76	173
% от фонда	9,8	21,9	11,6	12,7	43,9
Кол-во скважин
на 12.05	15	32	21	20	80	168
% от фонда	8,9	19,04	12,5	11,9	47,6
Кол-во скважин
на 12.06	11	37	14	19	83	164
% от фонда	6,7	22,56	8,54	11,58	50,6
Кол-во скважин
на 12.07	20	39	20	17	83	179
% от фонда	11,2	21,8	11,2	9,5	46,3

На 01.01.2007 года около 50 % фонда скважин эксплуатируются в условиях высокого газосодержания. Если в 2003 году 76 скважин эксплуатировались с газовым фактором более 800 м3/сут, то в 2006 году таких скважин было уже 83. Однако за 2007 год ощутимый рост газового фактора наблюдается только на скважинах, эксплуатируемые УЭЦН. Самым высоким значением среднего газового фактора обладают скважины, эксплуатируемые фонтанным способом. Средний газовый фактор таких скважин составляет на 2007 год 5227 м³/сут, что на 0,1% больше чем в 2006 году, среднее значения газового фактора для скважин, эксплуатируемых электроцентробежными насосами, за год возросло на 40% и, составил 1648 м3/сут. Общий средний газовый фактор всех скважин в 2007 году остановился на отметке 3092 м3/сут. По сравнению с 2003 годом данный показатель вырос на 22,6 %.

Графическое представление динамики изменения среднего газового фактора с2004 по 2007 год представлено на рисунке 3.4.

Рисунок 3.4 - Динамика нарастания средних значений газовых факторов Гф, м3/м3 за период 2004 - 2008 гг. для скважин фонтанного типа и оборудованных УЭЦН и ШГН

3.2 Состояние выполнения проектных решений по разработке месторождения

Лугинецкое месторождение разрабатывается в соответствии с последним проектным документом «Технологической схемой комплексной разработки Лугинецкого месторождения» (протокол ЦКР № 2048 от 24.07.1996 г.).

Эксплуатационное бурение на Лугинецком месторождении резко отстает от проектного, на 01.01.2008 года пробуренный фонд скважин составляет всего 584 ед., вместо 829 ед. предусмотренных проектом. Всего «Технологической схемой разработки…» предусмотрено бурение 987 скважин. На рисунке 3.5. представлен проектный фонд скважин Лугинецкого месторождения, как видно из рисунка, к бурению еще осталось 403 скважины.

Рисунок 3.5 - Проектный фонд скважин Лугинецкого месторождения

С начала разработки на Лугинецком месторождении добыто 16303.8 тыс. т нефти, «Технологической схемой…» предусматривалось добыть 17500.0 тыс. т, отставание от проектного показателя составляет 1196.2 тыс. т (6.8%). Основной причиной отставания является снижение темпов бурения, в 2003 и 2004 годах разбуривание месторождения было вообще приостановлено. В течение 2001-2005 гг. проектные уровни добычи нефти были практически достигнуты, отставание добычи нефти за 2001-2005 гг. составляет всего 150.8 тыс. т нефти или 3.0%. Но согласно последнему проектному документу увеличение добычи нефти предполагалось за счет эксплуатационного бурения и ввода в эксплуатацию новых добывающих скважин. Фактически же за счет бурения новых скважин дополнительная добыча нефти составила всего 45.7 тыс. т, а основная дополнительная добыча была получена за счет ГРП, который не был заложен в последнем проектном документе.

Проектный уровень добычи нефти на 2005 год составлял 1099.0 тыс. т, фактически было добыто 750.1 тыс. т, отставание от проектного уровня добычи составило 31.7%.

За счет проведения ГТМ на скважинах фактические дебиты по нефти / жидкости превысили проектные почти в 2.5 раза (15.0 / 30.8 - факт, 6.0 / 13.7 - проект), при обводненности 51.5% (56.6% - проект).

Как отмечалось выше фактический фонд скважин не соответствует проектному. Фактический эксплуатационный добывающий фонд на 01.01.2007 г. составил 205 скважин при проекте - 306 скважин, действующий добывающий фонд соответственно также отстает от проектного (проект - 296 ед., факт - 166 ед.). Отставание эксплуатационного бурения на Лугинецком месторождении привело к отставанию фактического фонда скважин от проектного и соответственно к невыполнению проектных уровней добычи нефти.

С начала разработки закачано рабочего агента 55365.8 тыс. м³, при проектном показателе 59000.0 тыс. м³, отставание составляет 3634.0 тыс. м³ (-6.2%). За период 2000-2005 гг. отставание закачки от проекта составляет 842.5 тыс. м³ (-3.3%), средняя приемистость нагнетательных скважин 172.0 м³/сут, что выше проектного показателя в 2.0-2.5 раза. В 2005 году было закачено 4718.0 тыс. м³, что соответствует проектному показателю. На пласт Ю₁⁰ закачка воды не ведется, на Ю₂ - закачка составляет 0.01% от годового объема закачки, основной объем закачки приходится на пласты: Ю₁³ - 64.0% и Ю₁⁴ - 35.0%. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой в 2005 году в целом по Лугинецкому месторождению составила 61.3% (по проект - 93.7%). Основной причиной невыполнения проектных уровней закачки также является отставание эксплуатационного фактического нагнетательного фонда скважин от проектного (151 ед. - факт, 172 ед. - проект), при этом 81 скважина находится в бездействии.

Проектным документом в разрезе верхнеюрских отложений выделено 4 объекта разработки (Ю₁⁰⁺¹⁺², Ю₁³, Ю₁⁴, Ю₂), по каждому из которых и в целом по месторождению определены показатели разработки, с 1996 года основными объектами разработки являются пласты Ю₁³ и Ю₁⁴.

Объект Ю₁⁴. Добыча нефти за период 2000-2005 гг. составила 2100.4 тыс. т, недостижение проектного уровня составляет 9.8%. Добыча нефти за 2005 год составила 185.6 тыс. т, отставание от проекта составило 34.9%, отбор жидкости по пласту составил 456.7 тыс. т, что в 2.5 раза меньше проектного показателя (1158.0 тыс. т). Эксплуатационный фонд добывающих скважин на 01.01.2006 г. составляет 80 ед., по проекту 139 ед.

За счет продолжающегося эффекта от проведенных в 2003-2004 гг. ГРП, наблюдается превышение фактического дебита нефти / жидкости относительно проектного (10.0 / 24.5 - факт, 5.2 / 20.9 - проект), при более низкой обводненности (59.4% - факт, 75.4% - проект).

Основная причина невыполнения проектных уровней добычи нефти и жидкости, связана с отставанием эксплуатационного и действующего добывающего фонда скважин от проектного.

За период с 2000 по 2005 год было закачено 9730.4 тыс. м³, отставание закачки от проектного уровня составляет 3997.0 тыс. м³ (-29.1%). В 2005 году было закачено 1651.5 тыс. м³ рабочего агента, что ниже проектного уровня на 650.8 тыс. м³. Среднегодовая приемистость нагнетательных скважин выше проектного показателя в среднем в 1.5-2.0 раза и в 2005 году составила 170.9 м³/сут. Текущая компенсация отбора жидкости в 2005 году по пласту Ю₁⁴ составила 54.2% (проект - 160.0%). Невыполнение проектных показателей по нагнетательным скважинам, так же как и по добывающим скважинам связано с отставанием эксплуатационного бурения и ввода новых скважин. Отставание фактического эксплуатационного нагнетательного фонда скважин от проектного по состоянию на 01.01.2006 г. составляет 12 ед. (63 скважины - факт, 75 скважин - проект). По состоянию на 01.01.2006 г. в действующем фонде находится 28 ед., остальные 35 скважин находятся в бездействии.

Объект Ю₁³. За период 2000-2005 гг. отобрано 3043.1 тыс. т нефти, что на 13.7% меньше проектного показателя (3527.0 тыс.т). За прошедший 2005 год добыча нефти по пласту Ю₁³ составила 479.7 тыс. т или 62.1% от проекта (773.0 тыс. т), отобрано жидкости на 27.4% меньше, чем предполагалось проектным документом (947.5 тыс. т - факт, 1305.0 тыс. т - проект).

Эксплуатационный фонд добывающих скважин на конец отчетного периода составляет 154 скважины, что в 2 раза ниже проектного показателя (316 ед.), из них 21 скважина находится в бездействии, действующий фонд на 01.01.2007 г. составил133 скважины.

Среднегодовые дебиты нефти / жидкости по пласту Ю₁³ составили 12.0 / 23.7 т/сут, что выше 2 раза проектного значения (6.9 / 11.7 т/сут). Превышение фактических дебитов относительно проектных связано с продолжающимся эффектом от проведения ГРП на 29 скважинах в 2003 году и 4 скважинах в 2004 году.

Основная причина невыполнения проектных уровней добычи нефти и жидкости, связана с отставанием почти в 2 раза эксплуатационного и действующего фонда добывающих скважин от проектного фонда.

За период с 2000 по 2005 год опережение фактической закачки составляет 3125.3 тыс. м³ (+30.1%). В 2005 году для поддержания пластового давления было закачено 3015.5 тыс. м³, что превысило проектный показатель на 662.9 тыс. м³, при этом компенсация текущая значительно отличается от проектной (84.8% - факт, 115.0% - проект). Приемистость нагнетательных скважин практически изменилась и держится на уровне 150.0-170.0 м³/сут, что превышает проектное значение 2.0-3.0 раза.

Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин объекта Ю₁³ на конец 2005 года составил 113 скважин (проект - 120 ед.), под закачкой находятся 57 ед., остальные 56 скважин находятся в бездействующем фонде.

Фактическое выполнение и перевыполнение проектных уровней закачки связано, как отмечалось выше, с более высокой (в среднем в 2.5 раза) приемистостью нагнетательных скважин.

Сопоставление фактических и проектных показателей за период разработки 2003 - 2007 год, утвержденных проектным документом по месторождению в целом, демонстрируются на рисунке 3.6.

Рисунок 3.6 - Сравнение проектных и фактических показателей

4. ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРИТОКА

В 2000-2005 годах на Лугинецком месторождении в целях увеличения добычи нефти был проведен комплекс геолого-технических мероприятий. Были применены следующие методы воздействия на призабойную зону: гидравлический разрыв пласта, интенсификация, переводы на другие горизонты и приобщение пластов. В таблице 4.1. показано количество операций и удельная дополнительная добыча по видам ГТМ.

Таблица 4.1 Дополнительная добыча нефти, полученная за счет ГТМ на Лугинецком месторождении за период 2000-2005 гг.

На Лугинецком месторождении всего было выполнено 51 скважина-операция по проведению ГРП, работы проводились фирмой «Микаминефть», из них 6 скважин было выполнено фирмой «Shlumberger».

Распределение выполнения ГРП по годам выглядит следующим образом: 2003 г. - 47 операций; 2004 г. - 4 операции. В 2003 году 41 скважина после ГРП введена эксплуатацию, 3 скважины (№№ 515, 538б, 805) введены в 2004 году, скважины №№ 588, 888 переведены в бездействующий фонд, скважина № 887 находится в ожидании ликвидации. Дополнительный отбор нефти на одну скважино-операцию составил 7877 тонн, прирост дебита нефти составил более 100.0 т/сут на скважинах №№ 86, 97, 1317, средняя обводненность составила 29.4%. Дополнительная добыча от проведения ГРП в 2003 году составила 322.943 тыс. т нефти.

В 2004 году проведено 4 ГРП, положительный эффект от проведения ГРП получили на скважинах №№ 509, 567, 1110. Скважина № 1172 после ГРП была переведена в ожидание ликвидации, в связи с аварией (открытый фонтан). Дополнительная добыча от проведения ГРП в 2004 году составила 54.230 тыс. т нефти, дополнительный отбор нефти на одну скважино-операцию составил 9038 тонн. Средний дебит нефти по скважинам после ГРП составил 38 т/сут, средний прирост дебита нефти составил 32.4 т/сут. В 2004 году продолжался эффект, от ГРП проведенных в 2003 году.

В 2005 году ГРП не проводили, но положительный эффект от ранее проведенных ГРП (2003-2004 гг.) продолжался на 44 скважинах, объем добытой дополнительной нефти составил 329.4 тыс. т (дополнительная добыча на одну скважину составила 7661.3 т). Дебиты нефти до 30 т/сут имеют 26 переходящих скважин 2003 года и 5 скважин 2004 года. В одной скважине № 704 (ГРП проведен в 2003 году) среднегодовой дебит нефти продолжает оставаться на уровне 100 т/сут, по остальным 17 скважинам дебит нефти в пределах 30.0-50.0 т/сут. Средняя обводненность по скважинам с ГРП 50.3%, максимальная 90.7% (скважина № 82). Суммарная накопленная дополнительная добыча нефти за счет проведения ГРП за период 2003-2005 гг. составила 1102.8 тыс. т.

В 2006 году на месторождении были проведены ещё 4 операции по интенсификации добычи нефти, путем проведения ГРП на скважинах №№ 94, 566, 568, 752 Лугинецкого месторождения. В таблице 4.2 и на рисунке 4.1. показаны результаты проведения ГРП.

Таблица 4.2

Результаты проведения ГРП за 2006 год на Лугинецком месторождении

Рисунок 4.1 - Результаты проведения ГРП за 2006 год на Лугинецком месторождении

После проведения операций дебит увеличился от 293 до 334 т/сут, т.е. в 1.13 раза. При этом средняя обводненность уменьшилась с 64% до 52%. Наибольший эффект получен в скважине 566, для которой средний дебит по нефти увеличился от 39.1 т/сут до 51.3 т/сут, при уменьшении обводненности с 30 % до 10 %.. На скважинах №№ 94 и 568 отмечается падение добычи нефти после проведения ГРП. Из этого можно сделать предположение, что проведение ГРП на данных скважинах было не эффективно. В результате 4 проведённых ГРП ежедневный дополнительный прирост дебита нефти составил всего 3.4 т/сут.

В 2000 году перевод скважин на интенсивный режим работы был осуществлен в 65 скважинах, при этом увеличение дебита отмечено в 42 скважинах, в 23 скважинах произошло снижение дебитов нефти. Дополнительно в 2000 году добыто 30.1 тыс.т. нефти, средний дебит нефти увеличился после интенсификации с 16.0 т/сут до 23.4 т/сут.

В 2002 году на месторождении была проведена интенсификация на 4 скважинах:

№№ 516, 610, 847, 867. Объем дополнительной добычи составил 866 т нефти, увеличение дебита на этих скважинах произошло в среднем в 2.5 раза. На двух скважинах №№ 847, 867 наблюдалось резкое увеличение обводненности, скважины были выведены из эксплуатационного фонда и переведены в ожидание ликвидации.

В 2001, 2003-2005 гг. интенсификацию притока на скважинах Лугинецкого месторождения не проводили. Суммарная накопленная дополнительная добыча нефти за период с 2000 по 2005 год составила 31.0 тыс. т.

В 2000 году перевод на другие горизонты осуществлен по 2 скважинам: №№ 728, 643. Скважину № 728 с Ю₂ (нагнетательного фонда) перевели на вышележащий объект Ю₁⁴ (добывающего фонда), первоначальный дебит нефти составил 6-7 т/сут при обводненности продукции 2.0%. Скважина № 643 переведена с Ю₁⁴ на Ю₁³, увеличился дебит с 0.9 т/сут (Ю₁⁴) до 12.0 т/сут (Ю₁³) и с обводненностью менее 2.0%. Дополнительная добыча нефти по этим скважинам составила 10.5 тыс.т.

Перевод скважин на другие горизонты в 2001 году был осуществлен с Ю₁⁴ на Ю₁³ на скважинах №№ 726, 775, 1212 при этом все скважины начинали эксплуатироваться с дебитами нефти превышающими дебиты нефти объекта Ю₁⁴, затем во всех скважинах наблюдалось резкое снижение дебитов. Скважина № 869 совместно эксплуатировалась на Ю₁³ + Ю₁⁴ и была переведена на совместную эксплуатацию Ю₁² + Ю₁³, начальные дебиты нефти по Ю₁² превышали 50.0 т/сут, в процессе эксплуатации также наблюдалось резкое падение дебитов. Дополнительная добыча нефти по этим скважинам составила 1752 т.

В 2002-2005 гг. переводы скважин с объекта на объект не проводились, суммарная накопленная дополнительная добыча нефти за период с 2000 по 2005 год составила почти 12.2 тыс. т.

Достаточно эффективным способом увеличения добычи нефти является «приобщение других объектов разработки». Всего за период с 2000 по 2005 год на Лугинецком месторождении было проведено 58 скважино-операции по приобщению других объектов разработки.

В 2000 году было проведено 9 скважино-операций, на скважинах №№ 831, 903, 1229 был приобщен пласт Ю₁², на скважинах №№ 694, 713, 755, 1120, 1158, 1170 - Ю₁⁴. Дополнительная добыча от приобщений в 2000 году составила 3191 т нефти.

В 2001 году было проведено 28 скважино-операций, на скважинах №№ 104, 853 был приобщен пласт Ю₁¹, на скважинах №№ 98, 102, 733, 808, 845, 1135 - Ю₁², на скважинах №№ 598, 662, 689, 695, 696, 745, 752, 771, 776, 809, 839, 840, 867, 878, 1121, 1198, 1310 - Ю₁³, на скважине № 1149 - Ю₁⁴, на №№ 658, 826 - Ю₁³⁺⁴. Скважину № 840 после трех месяцев работы после приобщения перевели в ожидание ликвидации из-за малодебитности, скважина № 1198 практически сразу была «остановлена по распоряжению», а затем перешла в бездействующий фонд. Дополнительная добыча от приобщений в 2001 году составила 48.5 тыс. т нефти.

В 2002 году было проведено 14 скважино-операций, на скважине № 1171 был приобщен пласт Ю₁¹, на скважине № 714 - Ю₁², на скважинах №№ 610, 677, 731, 772, 773, 824, 874, 1180, 1313 - Ю₁³, на скважине № 743 - Ю₁⁴, на скважинах №№ 712, 827 - Ю₁¹⁺². Скважина № 743 до приобщения находилась в консервации, после проведения мероприятия положительного эффекта не получили, поэтому скважину снова перевели в консервацию. Дополнительная добыча от приобщений в 2002 году составила 31.6 тыс. т нефти.

В 2003 году было проведено 5 скважино-операций, на скважине № 724 был приобщен пласт Ю₁¹, на скважинах №№ 837, 1172 - Ю₁², на скважине № 1164 - Ю₁³, на скважине № 1313 - Ю₁¹⁺².

В 2004 году было проведено 2 скважино-операции, на скважинах №№ 754, 802 был приобщен пласт Ю₁³. Дополнительная добыча от приобщений в 2004 году составила 846 т нефти.

В 2005 году данный вид ГТМ на Лугинецком месторождении не применялся, суммарная накопленная дополнительная добыча нефти от приобщений за период 2000-2005 гг. составила 98.7 тыс. т.

Как видно из рисунка 4.2., основная дополнительная добыча получена за счет ГРП, который не был заложен в последнем проектном документе. Начиная с 2004 года наблюдается снижение эффекта от ГТМ, проведенных в 2003 году, что естественно повлияло на объемы годовой добычи нефти в 2004-2005 гг. Общий объем дополнительной добычи за счет ГТМ (за период 2000-2005 гг.) составил 1290.4 тыс. т нефти, что составило 22.9% от всего объема добытой нефти за этот же период.



Рисунок 4.2 - Распределение дополнительной добычи нефти полученной на Лугинецком месторождении за период с 2000 по 2005 года по видам ГТМ (тыс. т)

Контроль за разработкой месторождения осуществляется на основании плана промыслово-геофизических, гидродинамических и промысловых исследований по ОАО «Томскнефть» ВНК, составленный исходя из требований утвержденного «Обязательного комплекса по контролю за разработкой».

В таблице 4.3. приведены фактические и плановые исследования, проведенные на Лугинецком месторождении в 2005 году. Фактически полностью выполнены исследования по определению обводненности, дебиту жидкости, определению приемистости, проведены замеры давлений. Проведены промыслово-геофизические исследования в нефтяных и нагнетательных скважинах, выявлены заколонные перетоки в нефтяных скважинах №№ 615, 1139, в нагнетательных скважинах №№ 91, 904, 688, 1175, 1189 и 1311, эксплуатационные колонны в этих скважинах герметичны. Внутрипластовые перетоки обнаружены в 12 скважинах. Негерметичность эксплуатационной колонны обнаружена в двух скважинах № 58 и 623.

Единственным негативным моментом является малое количество выполненных гидродинамических исследований, в частности, из запланированных 251 исследований выполнено всего 25 (10%).

Таблица 4.3

Выполнение обязательного комплекса по контролю за разработкой Лугинецкого месторождения в 2005 году

5. УСТРОЙСТВО И ЭКСПЛУАТАЦИЯ УЭЦН

5.1 Условия работы УЭЦН

Скважины, в которые впервые спускают УЭЦН (перевод на мех. добычу с применением УЭЦН), должны быть:

1.тщательно промыты с допуском НКТ до уровня ниже нижних отверстий перфорации на 2 метра(объем промывочной жидкости не менее 2 объемов скважины, темп прокачки не менее 13л/сек, окончание промывки после прекращения выпадения осадков);

2. прошаблонированы до глубины спуска УЭЦН плюс 100 метров (длина шаблона соответствует длине УЭЦН, но не менее 18 м; диаметр шаблона 119мм для УЭЦН 5 шаблон сплошной, жесткой конструкции.

3. При отсутствии сертификата качества ЦБПО БНО АО «Томскнефть» на рабочую колонну НКТ, ее необходимо опрессовать с заглушкой или по другой принятой в АО 'Томскнефть" технологии. В процессе каждой операции необходима мера труб. После проведения промывки необходима контрольная отбивка забоя лебедкой.

Эксплуатирующиеся УЭЦН скважины должны иметь зумпф не менее 2 метров, в случае его отсутствия необходима промывка. Промывка скважин производится также не реже чем через каждые четыре ремонта, связанные с подъемом установки (или не реже одного раза в два года - что раньше), а также в случае подъема установки с забитой приемной сеткой или засоренными рабочими органами. После промывки обязательно выполняется контрольная отбивка забоя. Шаблонирование колонны проводится перед спуском установки увеличенного габарита, либо после второго подряд отказа УЭЦН из-за повреждения кабеля при спуске.

Рабочая среда - пластовая жидкость: смесь нефти, попутной воды (не более 99 %) и газа (не более 25 % без газосепаратора и до 55 % с ним) плотностью не более 1,4 кг/л; с температурой не более 90 ^оС; с содержанием твердых частиц не более 0,1 г/л; с максимальной концентрацией сероводорода не более 0,01 г/л; с водородным показателем попутной воды (рН) 6-8,5; максимальным гидростатическим давлением в зоне подвески 230 атм.

Наружный диаметр УЭЦН позволяет спускать их скважины с минимальным внутренним диаметром: ЭЦН5 - 121,7 мм; ЭЦН5А - 130 мм.

Рабочие характеристики подачи насосов ЭЦН при частоте питающего тока 50 Гц в пределах: ЭЦН5-50 от 25 до 70 м³/сут;

Темп набора кривизны ствола скважины в зоне спуска УЭЦН не более 2^о на 10 метров, а в зоне подвески не более 3' на 10 метров.

5.2 Устройство УЭЦН

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси. Установки имеют следующее исполнение:

§ обычное исполнение;

§ коррозионностойкое;

§ износостойкое.

Пример условного обозначения установки

Пример условного обозначения электроцентробежных насосов выпускаемых заводом

ОАО «Алнас», выглядит следующем образом:

226 ЭЦН А КИ 5 - 45 - 1450

(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7)

1. Конструктивное исполнение;

2. Центробежный насос с приводом от погружного электродвигателя;

3. Центробежный насос, выпускаемый заводом ОАО «Алнас»;

4. Коррозионноизносостойкого исполнения;

5. Габаритная группа насоса 5;

6. Номинальная производительность насоса 45 м³/сут.;

7. Номинальный напор 1450 м.

(В обычном исполнении, отсутствующая буква или цифра не ставится).

Конструктивные исполнения электроцентробежных насосов выпускаемых заводом

ОАО «Алнас»:

Первые цифры обозначают:

0 - узел пяты имеет шайбы из бельтинга;

1 - узел пяты имеет шайбы из силицированного графита;

2 - узел пяты имеет шайбы из керамики.

Вторые цифры обозначают:

0 - рабочие колеса с короткой ступицей, отдельная втулка;

1 - рабочие колеса с удлиненной ступицей;

2 - двухопорная ступень.

Третьи цифры обозначают:

1 - в составе насоса входной модуль, соединение секций фланцевое;

2 - в составе насоса входной модуль, соединение секций типа "фланец-корпус";

3 - в составе насоса нижняя секция, соединение секций фланцевое;

4 - в составе насоса нижняя секция, соединение секций типа "фланец-корпус";

5 - в составе насоса входной модуль, соединение секций типа "фланец-корпус", в головках секций запрессован дополнительный подшипник;

6 -в составе насоса нижняя секция, соединение секций типа "фланец-корпус", в головках секций запрессован дополнительный подшипник.

(В обычном исполнении, отсутствующая буква или цифра не ставится).

Показатели назначения по перекачиваемым средам и условию установки следующие:

§ максимальный темп набора кривизны ствола скважины - 2 на 10 м;

§ интенсивность изменения кривизны ствола скважины в зоне подвески установки - 3 мин. на 10 м;

§ отклонение ствола скважины от вертикали в зоне установки - не более 40;

§ максимальное давление в зоне подвески установки - 250 кгс/см2;

§ среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтян. газа);

§ максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и к.п.д.-1мм²/с;

§ водородный показатель попутной воды рН 6,0 - 8,5;

§ максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01 % (0,1 г/л);

§ микротвердость частиц - не более 5 баллов по Моосу;

§ максимальное содержание попутной воды - 99%;

§ максимальное содержание свободного газа у основания двигателя - 25%,

для установок с насосными модулями-газосепараторами (по вариантам комплектации) - 55 %, при этом соотношение в откачиваемой жидкости нефти и воды регламентируется универсальной методикой подбора УЭЦН к нефтяным скважинам (УМП ЭЦН-79);

§ максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения - 0,001% (0,01 г/л); установок коррозионностойкого исполнения - 0,125% (1,25 г/л);

§ температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата - не более 90 °С.

Для установок, укомплектованных кабельными линиями К43, в которых взамен удлинителя с теплостойким кабелем марки КФСБ используется удлинитель с кабелем марки КПБП, температуры должны быть не более:

§ для УЭЦНМ5 и УЭЦНМК5 с двигателем мощностью 32 кВт - 70°С;

§ для УЭЦНМ5, 5А и УЭЦНМК5, 5А с двигателями мощностью 45 - 125 кВт - 75 °С;

§ для УЭЦНМ6 и УЭЦНМК6 с двигателями мощностью 90- 250кВт -80°С.

§ внутренний диаметр колонны обсадных труб не менее и поперечный габарит насосной установки с кабелем не более соответственно: для установок УЭЦНМ5 - 121,7 и 112 мм: для УЭЦНМ5А - 130 и 124 мм; для УЭЦНМ6 с подачей до 500 м³/сут (включительно) -144,3 и 137 мм, с подачей свыше 500 м³сут - 148,3 и 140,5 мм.

§ Технические характеристики ЭЦН приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1.

Технические характеристики ЭЦН

Установка ЭЦН и ее исполнение	Макс. напор (м)	Макс. потреб. Мощность (кВт) при 50Гц	КПД, %	Рабочая часть характеристики
				Подача, м3/сут.	Напор, (м) (на 100 ступеней насоса)
ЭЦНА (К) 5-18	2600	20,7	26	12-30	450-300
ЭЦНА (К) 5-30	2500	23,9	35	20-40	420-300
ЭЦНА (К) 5-45	2600	35,4	39,7	10-70	540-270
ЭЦНА (К) 5-60	2550	39,7	44	35-80	550-300
ЭЦНА (К) 5-80	2600	45,7	51,5	60-115	590-325
ЭЦНА (К) 5-125	2400	57,6	58,5	105-165	490-225
ЭЦНА (К) 5-200	1750	79,3	50	150-265	490-240
ЭЦНА (К) 5А-50	2450	35,52	39,5	25-80	640-280
ЭЦНА (К) 5А-80	2250	43,15	48	35-110	660-325
ЭЦНА (К) 5А-160	2500	74,16	61	125-205	630-400
ЭЦНА (К) 5А-250	2350	107,95	61,5	195-340	610-320
ЭЦНА (К) 5А-400	1550	119,12	59,5	300-440	530-320
ЭЦНА (К) 5А-500	1500	155,65	54,5	430-570	435-385
ЭЦНА (К) 6-800	1100	167,02	60	550-925	615-450
ЭЦНА (К) 6-1000	1000	194,5	59,5	850-1200	700-690
ЭЦНА (К) 6-1250	900	235	57	1100-1550	695-680
225 (226) ЭЦНАКИ 5-45	2400	33,2	37	35-80	530-250
225 (226) ЭЦНАКИ 5-60	2000	29,6	46	35-80	520-265
225 (226) ЭЦНАКИ 5-80	2200	39,7	50	60-115	470-265
225 (226) ЭЦНАКИ 5-125	1950	51,87	53	105-165	490-220
225 (226) ЭЦНАКИ 5-400	1550	117,63	59,5	300-440	510-310

Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК (рис. 5.1.) состоят из погружного насосного агрегата, кабеля в сборе, наземного электрооборудования - трансформаторной комплектной подстанции (индивидуальной КТППН или кустовой КТППНКС)- 5.



Рис. 5.1. Схема установки ЭЦН на скважине.

Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство(станция управления).

Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса и двигателя (электродвигатель) с гидрозащитой(протектором), спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб. Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ. Рассмотрим устройство составных узлов насосного агрегата.

Погружной центробежный модульный насос (в дальнейшем именуемый «насос») (Рисунок 5.2.) - многоступенчатый вертикального исполнения. Насос изготовляют в двух исполнениях: обычном ЭЦНМ и коррозионностойком ЭЦНМК.

Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана (насосно-компрессорной трубы), с другой стороны - фланец для подсоединения к модулю-секции двух ребер и резинового кольца. Ребра прикреплены к корпусу модуля-головки болтом с гайкой и пружинной шайбой. Резиновое кольцо герметизирует соединение модуля-головки с модулем-секцией.

Модули-головки насосов группы 5 и 5А имеют резьбу муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 73 ГОСТ 633 - 80.

Модуль-головка насосов группы 6 имеет два исполнения: с резьбой муфты 73 и 89 ГОСТ'633 - 80.



Рисунок 5.2. Погружной центробежный модульный насос:

модуль-головка-1, модуль-секция -2, входной модуль- 3

Модуль-головка с резьбой 73 применяется в насосах с номинальной подачей до 800 м³/сут. с резьбой 89 - более 800 м³сут.

Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего подшипника, нижнего подшипника, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец.

Соединение модулей-секций между собой, а также резьбовые соединения и зазор между корпусом и пакетом ступеней герметизируются резиновыми кольцами.

Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений о стенку обсадной колонны при спуске и подъеме насосного агрегата. Ребра прикреплены к основанию модуля-секции болтом с гайкой и пружинной шайбой.

Грань головки модуля-секции, имеющая минимальное угловое смещение относительно поверхности основания между ребрами, помечена пятном краски для ориентирования относительно ребер другого модуля-секции при монтаже на скважине.

Модули-секции поставляются опломбированными гарантийными пломбами-клеймом предприятия-изготовителя на паяных швах.

Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицовой муфты для соединения вала модуля с валом гидрозащиты.

При помощи шпилек модуль верхним концом подсоединяется к модулю-секции. Нижний конец входного модуля присоединяется к гидрозащите двигателя.

Входной модуль для насосов группы 6 имеет два исполнения: одно - с валом диаметром 25 мм - для насосов с подачами 250, 320, 500 и 800 м³/сут, другое - с валом диаметром 28 мм - для насосов с подачами 1000, 1250 м³/сут.

Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов (2, 3 и 5м), унифицированы по длине. Валы модулей-секций и входных модулей для насосов обычного исполнения изготовляют из калиброванной коррозионно-стойкой высокопрочной стали марки ОЗХ14Н7В и имеют на торце маркировку «НЖ», для насосов повышенной коррозионностойкости - из калиброванных прутков из сплава Н65Д29ЮТ-ИШ К-монель и имеют на торцах маркировку «М».

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготовляют из модифицированного серого чугуна, насосов коррозионностойкого исполнения - из модифицированного чугуна ЧН16Д7ГХШ типа «нирезист». Рабочие колеса насосов обычного исполнения можно изготовлять из радиационно-модифицированного полиамида.

Обратные клапаны насосов групп 5 и 5А, рассчитанных на любую подачу, и группы 6 с подачей до 800 м³/сут включительно конструктивно одинаковы и имеют резьбы муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 73 ГОСТ 633 - 80. Обратный клапан для насосов группы 6 с подачей свыше 800 м³/сут имеет резьбы муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 89 ГОСТ 633 - 80.

Спускные клапаны имеют такие же исполнения по резьбам, как обратные.

Погружной электродвигатель - это один из основных узлов установки для добычи пластовой жидкости. Представляет собой трехфазный электродвигатель с ротором (Рис. 4.6). Внутренняя полость двигателя герметична и заполнена жидким маслом - диэлектриком, служащим для смазки и охлаждения (обычно марки МДПН), с пробивным напряжением не менее 30 кВ. В верхней части электродвигателя (головка ПЭД), имеется разъем для электрического и механического соединения с питающим электрическим кабелем. При подаче напряжения по кабелю, вал двигателя приводится во вращение и через шлицевую муфту вращает вал насоса. Для герметизации соединения с гидрозащитой служат резиновые кольца. Как и насосы, погружные электродвигатели делятся на габаритные группы по диаметру корпуса: 103, 117, 130 мм. и имеют мощность от 8 до 360 кВт.

Пример условного обозначение погружных электродвигателей выпускаемых заводом ОАО «Алнас»:

7 ПЭД Т 32 - 117 МВ5

(1) (2) (3) (4) (5) (6)

1 - Номер модификации (1 - с пониженным напряжением питания; 4 - с термоманометрической системой СКАД-2; 6,7,8,9 - с блоком погружной телеметрии различного исполнения);

2 - Погружной электродвигатель;

3 - Исполнение (С - секционный; У - унифицированный; УК - с укороченным статором; УКС - с укороченным статором, секционный; Т - теплостойкий);

4 - Номинальная мощность двигателя 32 кВт;

5 - Габаритная группа по диаметру корпуса 117 мм;

6 - Модернизация климатического исполнения;

(В обычном исполнении, отсутствующая буква или цифра не ставится).

Пример условного обозначение погружных электродвигателей выпускаемых заводом ООО «Алмаз»:

РППЭД С - Я 90 - 117 МВ5 Л Т

(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8)

1 - Русский параметрический погружной электродвигатель;

2 - Секционный;

3 - Системы профессора Яловеги, выпускаемый заводом ООО «Алмаз»;

4 - Номинальная мощность двигателя 90 кВт;

5 - Габаритная группа по диаметру корпуса 117 мм;

6 - Модернизация климатического исполнения;

7 - Статор с латунными вставками;

8 - Теплостойкий.

(В обычном исполнении, отсутствующая буква или цифра не ставится).



Рисунок 5.3. - Погружной асинхронный электродвигатель.

Условные обозначения двигателей других заводов-изготовителей, может отличаться от выше описанного. Выпускаются модификации ПЭД различной мощности и конструкции, что позволяет подобрать наиболее оптимальное сочетание насос-двигатель, для достижения максимального коэффициента полезного действия. Применение специальных материалов позволяет использовать двигатель при температуре до 160^оС. В конструкцию электродвигателя могут быть внесены некоторые конструктивные изменения: встроенного в головку двигателя блока погружной телеметрии, для передачи информации о давлении, температуры и вибрации в двух плоскостях. Передача параметров осуществляется по силовому кабелю электродвигателя. Использование средств телеметрии предотвращает серьезные аварии, экономит средства на капитальных и текущих ремонтах установки в течении всего срока ее службы. Изготавливают двигатели с укороченным статором серии ПЭДУКС мощностью до 180 кВт, эти двигатели в отличии от обычных двигателей изготавливают в едином корпусе, что упрощает монтаж УЭЦН на скважине и повышает надежность по сравнению с секционными ПЭД, за счет отсутствия стыковочного узла между секциями ПЭД. Двигатели РППЭД-Я отличаются от обычных тем, что имеют меньшие габариты и устойчиво работают в широком диапазоне питающих напряжений. Параметрическим двигателям присущи более мощный пусковой момент, более высокая удельная мощность.

Гидрозащита состоит из протектора и компенсатора. Протектор предназначен для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса. Компенсатор служит для компенсации потери масла в электродвигателе при спуске оборудования и его температурных расширениях в процессе работы. Гидрозащита находится между приемным модулем ЭЦН и погружным электродвигателем ПЭД. Протектор и компенсатор соеденены с электродвигателем за фланцы при помощи шпилек и гаек. Эти соединения осуществляются при монтаже двигателя на скважине.

На сегодняшний день технология нефтепромыслового оборудования шагнула далеко вперед. Завод ОАО «Алнас» изготавливает гидрозащиты, способные выдерживать рабочую температуру до 140^оС. Разработано и успешно внедряется новое поколение гидрозащит Г-57, совмещенных с компенсатором в одном корпусе, за счет чего снижается материалоемкость и уменьшается число межсекционных соединений (Рис. 5.4). Возможно исполнение защиты Г-57 с входным модулем насоса и приемной сеткой (1), что также уменьшает число межсекционных соединений. Применение газоотводных клапанов позволяет стравливать накапливающиеся в полостях протектора и электродвигателя газы наружу (2). Это исключает перегрев торцевых уплотнений и образование опасного превышения давления во внутренних полостях. Диафрагма с компенсирующем объемом масла, расположена над электродвигателем, что уменьшает воздействия давления пластовой жидкости на диафрагму при спуске оборудования (3). Торцевые уплотнения протектора работают на запирание со стороны двигателя, что исключает попадания пластовой жидкости в полость электродвигателя (4).

Газосепаратор не заменим при добыче пластовой жидкости из скважин с большим содержанием растворённого газа (Рис.5.5). Устанавливается газосепаратор между входным модулем и насосной модуль секции. Принцип действия основан на использовании центробежной силы для удаления свободного газа на приеме ЭЦН. Газ удаляется в затрубное пространство, при этом исключается образование газовых пробок, благодаря чему обеспечивается постоянная нагрузка на двигатель и повышается срок непрерывной работы установки. При использовании газосепаратора содержание свободного газа в откачиваемой жидкости может доходить до 55%. При использовании тандема «газосепаратор-диспергатор» содержание газа на входе насоса может доходить до 68%. Газосепараторы также имеют габаритные группы: 5, 5А, 6 и могут выполняться в коррозионностойком и износостойком исполнении.



На сегодняшний день на механизированном фонде Советского месторождения, из газосепараторов работающих в составе УЭЦН, около 80% составляют газосепараторы марки ГСА. Это разработка Альметьевсого насосного завода 2003 года. В конструкции этих газосепараторов применены керамические радиальные и осевые подшипники, имеющие высокую износостойкость (1). Применение в газосепараторе ГСА суперактивирующего колеса (2), позволяет значительно увеличить коэффицент сепарации (не менее 0,8), сравнимый с показателями газосепараторов фирмы Centrilift. Узел сепарации изготовлен из нирезиста, камера сепаратора защищена термообработанной гильзой из нержавеющей стали (3), что предотвращает износ корпуса. Газосепаратор ГСА изготавливается с приемной сеткой, при этом нет необходимости во входном модуле (4).

Станция управления питает погружной электродвигатель с поверхности электроэнергией по подводимому кабелю через повышающий трансформатор. В станции управлении сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика, которая отключает электродвигатель при аварийных режимах его работы. Одна из таких станций - это станция управления нового поколения «Алсу-А». Этими станциями оборудовано около 80% фонда скважин Советского месторождения, эксплуатируемые с помощью УЭЦН (Рис. 5.6).

Данный тип станций обеспечивает:

-расчет параметров питания погружного электродвигателя;

-полный контроль работы двигателя;

-аварийное отключение электродвигателя по 17 защитным параметрам;

-индикацию параметров работы двигателя на жидкокристаллическом дисплее;

-удобный информативный интерфейс, благодаря чему возрастает простота станции в

обслуживании;

-соединение с персональным компьютером по проводной или беспроводной связи;

-имеет различное климатическое исполнение по желанию заказчика;

-может иметь блок плавного пуска встроенный в станцию управления, для уменьшения пускового момента при запуске электродвигателя.



Рисунок 5.6 - Станция «Алсу-А» для управления погружными асинхронными электродвигателями.

При запуске, выводе на режим и эксплуатации оборудования часто возникает задача регулирования меняющегося соотношения «насос - скважина». Применение преобразователей частоты оборотов для асинхронных двигателей, позволяет регулировать производительность УЭЦН, оперативно реагировать на изменения величин дебита, динамического уровня и поддерживать работу УЭЦН (особенно после ГРП, для уменьшения выноса механических примесей) с постоянно оптимальным КПД. Изготавливаются преобразователи частоты на базе обычных станций управления погружными электродвигателями. Регулирование рабочей частоты электродвигателя может изменяться в пределах от 0,1 до 70 Гц. Регулирование частоты для электроцентробежных насосов отечественного производителя допускается в пределах от 40 до 60 Гц. Для насосов импортного производства (Reda, Centrilift) рабочая частота составляет от 35 до 70 Гц. Станция с преобразователем частоты полностью автоматизирована. При работе с преобразователем частоты надо помнить, что при изменении частоты питающего напряжения, изменяются параметры работы погружного насоса (закон подобия), а именно: производительность насоса изменяется прямопропорционально изменению частоты, напор насоса изменяется в квадратичной зависимости, потребляемая насосом мощность изменяется в кубической зависимости, мощность электродвигателя изменяется прямопропорционально изменению частоты.

5.3 Подбор кабеля для УЭЦН

Подвод электроэнергии к электродвигателю установки погружного насоса, осуществляется через кабельную линию, состоящую из питающего кабеля и муфты кабельного ввода для сочленения с электродвигателем. Основной кабель, подающий напряжение от наземного электрооборудования к погружному электродвигателю, сращивается с термостойким удлинителем. Удлинители выпускают с сечением жил от 6 до 25 мм² и рассчитаны на температуру до 200^оС. Удлинители известных компаний мира рассчитаны на температуру до 230^оС (Pirelli). Обычно, длина удлинителя составляет

от 25 до 120м. С одной стороны удлинителя имеется муфта, для соединения с колодкой токоввода электродвигателя (Рис. 5.7).

Муфта кабельного ввода бывает круглая или плоская. Хвостовик корпуса муфты заливается компаундом, что обеспечивает надежную фиксацию кабеля в муфте. Герметичность муфты при стыковке с колодкой токоввода электродвигателя, обеспечивается при помощи резинового уплотнительного кольца по конической поверхности корпуса муфты. Кабель поставляется на скважину намотанным на барабан.



Рисунок 5.7 Муфта кабельного ввода.

В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить:

-кабель марок КПБП, КПБПТ, КПБК, КППБП. Кабель КПБК, КПБП состоит из медных однопроволочных жил 6, 10, 16, 25 мм² изолированных в два слоя полиэтиленовой изоляции, а также подушки и брони.

Основные характеристики кабеля марки КПБП (16 мм²):

-рабочее напряжение от 2500 до 5000 В;

-рабочая жидкость от 90^оС до 120^оС;

-допустимое давление пластовой жидкости 25 МПа.

Кабели подразделяются:

1. По материалу изоляции:

-плёнка полиимидно-фторопластовая (И);

-лаковая изоляция (Л);

-полиэтилен высокой плотности (П);

-полиэтилен высокой плотности вулканизиронный (Пв);

-полипропилен (ПП);