-резины на основе этиленпропиленового каучука (Э);

-фторсополимеры (Ф);

-термоэластопласты (Т).

2. По материалу оболочек:

-полиэтилен высокой плотности (П);

-полипропилен (ПП);

-резины на основе этиленпропиленового каучука (Э);

-термоэластопласты (Т);

-резины на основе этиленпропиленового каучука (Н);

-свинец и его сплавы.

3. Конструкции подушки под броней:

-обмотка или оплётка (без обозначения);

-общая оболочка (О).

4. По материалу брони:

-лента стальная оцинкованная (Б);

-лента из коррозионностойкой стали (Бк).

5. По конструктивному исполнению:

-круглый (К);

-плоский (П).

На сегодняшний день в УДНГ в основном применяют кабель марки КППБП. Это кабель с медными жилами, с полипропиленовой изоляцией, бронированный, плоский. Кабель состоит из трех жил, изолированных между собой двойным слоем изоляции и уложены параллельно в один ряд, далее накладывается подушка из прорезиненной ткани и брони. Броня кабеля ступенчатая с противозадирным профилем. Кабель стойкий к воздействию пониженной температуры при неподвижной прокладке до минус 60^оС, при спускоподъемных (СПО) и перемоточных операциях до минус 40^оС. А так же стойкий к воздействию повышенной температуры до 120^оС. Раздавливающее усилие кабеля не менее 200кН.

5.4 Анализ применяемого погружного оборудования

Электроцентробежные насосы широко применяются для эксплуатации высокодебитных и малодебитных скважин с различной высотой подъема жидкости. Однако эффективность работы УЭЦН значительно снижается уже при 1-2% содержании газа (по объему) в откачиваемой жидкости. Максимальное содержание свободного газа на приёме насоса 25%, при использовании газосепаратора содержание газа в пластовой жидкости в зоне подвески насоса допустимо до 55% по объёму. Методами борьбы с попаданием газа в насос являются: увеличение погружения насоса под динамический уровень и установка различного вида газосепараторов на приеме насоса.

Все виды насосов имеют паспортную характеристику в виде кривых зависимостей Н(Q) - напор (подача), КПД(Q) - коэффициент полезного действия (подача), N(Q) - потребляемая насосом мощность (подача). Обычно эти характеристики даются в диапазоне рабочих значений расходов или в несколько большем интервале. Всякий центробежный насос, в том числе и ЭЦН, может работать при закрытой задвижке (Q = 0, H = max) и при отсутствии противодавления на выкиде (Q = Qmax, H = 0). Полезная работа насоса пропорциональна подаче на напор, на этих двух точках она будет равна нулю, а, следовательно, и КПД = 0. При определенном соотношении Q и Н, обусловленными минимальными внутренними потерями, КПД достигает максимального значения равного примерно 0,5-0,6. Подачу и напор, соответствующие максимальному коэффициенту полезного действия, называют оптимальными. Зависимость КПД (Q) около своего максимума изменяется плавно, поэтому допускается работа ЭЦН при режимах, отличающихся от оптимального в ту или иную сторону на некоторую величину.

Пределы этих отклонений зависят от конкретной характеристики ЭЦН и должны соответствовать снижению КПД насоса на 3-5%. Это обуславливает целую область работы ЭЦН, которая называется рабочей частью (Рис. 4.11).



Рисунок 5.8 - Паспортная характеристика УЭЦН 5-18, на подачу 18м³/сут. по воде плотностью 1000 кг/м³, количество ступеней

5.5 Расчет эксплуатации скважин с помощью УЭЦН

В настоящее время отечественные заводы выпускают электроцентробежные насосы широких диапазонов производительности (18-250 м³/сут) и развиваемых напоров (1000-3000 м). В соответствии с паспортными техническими характеристиками погружные центробежные насосы допускают наличие свободного газа на приеме насоса не выше 20-25%. Это накладывает существенные ограничения на возможность применения УЭЦН в скважинах с высоким содержанием газа в пластовом флюиде. Так как на Лугинецком месторождении добыча ведется в условиях высокого давления насыщения 24,3 МПа, равного пластовому давлению, разгазирование добываемой жидкости будет происходить в призабойной зоне скважины и стволе скважины. Соответственно, при выборе насосного оборудования необходимо учитывать наличие свободного газа в перекачиваемой жидкости на приеме насоса.

Минимальное допустимое давление на приеме насоса для условий Лугинецкого месторождения рассчитываем, используя специализированное программное обеспечение по подбору ЭЦН - SUBPUMP 6.10 (IHS Energy - Schlumberger), позволяющее учитывать многофазность потока и выбирать оптимальный режим эксплуатации оборудования в соответствии с его паспортными техническими характеристиками. Характеристики притока определялись по уравнению Вогеля, течение трехфазного (нефть-газ-вода) потока жидкости вверх по стволу скважины рассчитывалось по корреляциям: Данз и Росс; Оркижевски; Бегз и Брилл .

Результаты расчетов показывают, что эксплуатация УЭЦН на Лугинецком месторождении возможна только с использованием газосепараторов и при достаточно высокой обводненности, более 25%. Однако, даже при максимально возможном коэффициенте сепарации, порядка 60%, обеспечить проектную величину забойного давления 7 МПа, используя УЭЦН, невозможно. Содержание свободного газа на приеме насоса превышает в этом случае 33%.

Минимальное забойное давление, обеспечивающее приемлемые для насоса и электродвигателя режимы, полученное в результате оптимизации глубины подвеса, напора и содержания свободного газа на приеме, составляет 10 МПа. Результаты оптимизации условий работы УЭЦН при Рзаб=10 МПа приведены в таблице 6.4.

Как следует из таблицы 5.4, по имеющимся исходным данным: забойном давлении 10 МПа, давлении насыщения 24.3 МПа и высоком газовом факторе 223 м³/т, скважины можно эксплуатировать электропогружными насосами (УЭЦН) только с газосепаратором при глубине спуска 2200 м и динамическом уровне 1100 м.

Задаемся минимальной производительностью установки УЭЦН - 25 м³/сут, обеспечивающей нормальный температурный режим (охлаждение) погружного электродвигателя. Следовательно, минимальный коэффициент продуктивности скважины при Рзаб < Рнас, оснащенной УЭЦН, должен составлять:

К_пр=Q_ж/(Р_пл - Р_нас + Р_нас * (1 - 0.2 * (Р_заб / Р_нас) - 0.8 * (Р_заб / Р_нас) ²) /1.8)

где Q_ж - дебит жидкости, м³/сут;

Р_нас - давление насыщения, атм,

Рпл - пластовое давление, атм,

Р_заб - забойное давление, атм.

К_{пр мин} = 1,6 (м³ /сут * атм)= 1,6 м³/(сут * МПа)

Напор, развиваемый насосом, расходуется на подъем жидкости от динамического уровня до устья, преодоление сил трения 0.02 МПа на 1000 метров НКТ 73 мм [34] при дебите 100 м³/сут и преодоление давления в выкидной линии. Требуемый расчетный напор показан в таблице № 5.4.

На основании вышеизложенного для скважин Лугинецкого месторождения c коэффициентами продуктивности не менее 1.6 м³/(сут*МПа) для интенсификации добычи нефти рекомендуется применение установок ЭЦН производительностью 30 м³/сут и выше (в зависимости от коэффициента продуктивности).

Таблица 5.4.

Результаты расчетов условий работы УЭЦН

	Обозначе-ние	Наименование параметра, размерность	ГС - 60%
Исходные данные	Lc	Глубина скважины, м	2300
	Pпл	Пластовое давление, МПа	24.3
	Рнас	Давление насыщения нефти газом, МПа	24.3
	Рзаб	Забойное давление (принимаем), МПа	10
	Рб	Давление на буфере, МПа	1.1
	Рл	Давление в линии, МПа	1.1
	Go	Газовый фактор, м3/т	223
	В	Обводненность, доли ед	0.25
	г	Плотность газа в поверхностных условиях кг/м3	0.866
	пов	Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3	828
	пн	Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3	639
	в	Плотность воды, кг/м3	1031
	Q	минимальная производительность установки, м3/сут	25
Расчетные данные	Рпр	Давление на приеме насоса, МПа	9
	Нсп	Глубина спуска насоса, м	2200
	Ндин	Динамический уровень, м	1100
	Ннап	Напор насоса, м	750
	Р	Депрессия на пласт, МПа	14.3
	Кпр	Минимальный коэффициент продуктивности, м3/сут * МПа	1.6

1. Выбор диаметра НКТ.

Диаметр НКТ определяется пропускной способностью и возможностью размещения труб в скважине(с учётом соединительных муфт) вместе с кабелем и агрегатом.

Пропускная способность труб связана с их КПД.

КПД труб изменяется в пределах 0,92 до 0,99 и зависит в основном от диаметра и длины.

КПД труб как правило следует брать не ниже 0,94. Для наших условий подходят трубы диаметром 60 мм с внутренним диаметром 50,3 мм.

Определение необходимого напора ЭЦН.

Необходимый напор определяется из уравнения условий характеристики скважины по формуле

Нс = hcт + h + hтр + h г + hc ,где

hcт - уровень статический

h - депрессия при показателе степени уровня притока, равном единице.

h = Q / K = 17/20 = 0,85 МПа или 85 м.

hтр потея напора за счёт трения и местных сопротивлений при движении жидкости в трубах от насоса до сепаратора, определяем по формуле .

hтр = 1,08 * 10 -7 * * (L+l) * Q2 ,

hг = 1,5 м - разность геодезических отметок устья скважины и сепаратора.

hc = 0,2 МПа или 20 м - столба жидкости - избыточный напор в сепараторе.

L - глубина спуск насоса.

L- зависит от величины газонасыщения и устанавливается на границе уровня газопенной шапки и нефти. L=2250 м.

hg - расстояние от устья до динамического уровня - определяем по формуле:

hg = hcт + h ,

hg = 210 + 85 = 295 м

h - глубина погружения насоса под динамический уровень, которая зависит от количества свободного газа на этой глубине и определяется приближённо расчётными способами различного рода.

Для наших условий принимаем h = 2250м, тогда L = 2250 м

- коэффициент гидравлических сопротивлений при движении в трубах однофазной жидкости и определяется в зависимости от числа Рейнольдса:

=0,3164/4 Re

Re=14,7 * 1Re = 14,7 * 10^-6 * 17 = 24840 ^-6 * Q

=0,1 (1,46 5 * 10 + 100 )= 0,07

Определим потерю напора на трение и местное сопротивление:

hтр=1,08 * 10^-7 * 0,007 * (2250+1500) * 172 = 25445 = 254,5 * 103Па

или 254,5 м

Необходимый напор насоса в заданных условиях будет равен:

Hc=210 + 85 + 254,5 + 1,5 + 20 = 571 м

С учётом газа принимаем 1200 м.

2. Подбор насоса.

Насос для скважины подбирается в соответствии с характеристикой скважины, её дебетом, необходимым напором и диаметром э/колонны на основании характеристики

УЭЦН. Для получения дебита 40 м3/сут. и напора 980 м наиболее подходит насос УЭЦН 5 - 50 - 1300. Принимаем одну секцию с количеством ступеней 264 и напром 1360 м. Характеристику насоса можно приблизить к условной характеристике скважины путём уменьшения подачи насоса при помощи штуцера или задвижки, устанавливаемых на выкидной линии, или за счёт уменьшения числа ступеней насоса.

При первом способе дебет и напор изменяются по кривой рабочей характеристики насоса, но при этом уменьшается КПД. По этому выгоднее применять второй способ, при котором КПД практически не изменится.

Число ступеней, которое надо снять с насоса для получения необходимого напора определяем по формуле:

Z = (1 - Hc / Нн) * Z

где Z - количество ступеней выбранного насоса

Z = (1- ( 1200 / 1360)) *264 = 31

следовательно, насос УЭЦН 5 - 50 - 1300 должен иметь 264-31=233 ступени

Вместо снятых ступеней внутри корпуса устанавливают проставки.

3.Выбор кабеля

Выбираем трёхжильный плоский кабель КПБК 3х16 с площадью сечения 16мм2 и диаметром 29,3 мм. На длине насоса и протектора(10 м) берём трёхжильный кабель КРБК 3х10 с площадью сечения 10 мм2 и толщиной 12,2 мм.

От сечение и длины кабеля зависят потери электроэнергии в кабеле КПБК 3х16 длинной 100 м и определяются по формуле:

Рк =3 * 10^-3*I2 * R

где I - сила тока в статоре электродвигателя ПЭД 32-103 I = 32A

R - сопротивление в кабеле, находим по формуле:

R=100* t * 1 / g

где t - удельное сопротивление кабеля при Тк, ом*мм2

g - площадь сечения жилы кабеля, g=16 мм2

Удельное сопротивление кабеля при Тк = 302 К определяем по формуле:

t = [ 1+ (Тк -Т293)]

где = 0,0175 Ом * 1 мм²/м - удельное сопротивление меди при Т = 293К

=0,004 - температурный коэффициент для меди.

t =[1+ (Тк -Т293)]=0,0175 [1-0,004 (320-293)]=0,019 Ом * мм²/м

Следовательно, сопротивление R будет равным

R=100 * 0,019 * 1/16= 0,119 Ом

Потери электроэнергии в кабеле составят

Рк =3 * 10^-3 *3 22 * 0,119 = 0,36 КВт

Общая длинна кабеля равна сумме глубины спуска насоса и расстояния от скважины до станции управления L = 2250 + 50 = 2300 м

В данном случае потери мощности составят: 0,36 * 2250 / 100 = 8,10 КВт

Плоский кабель длинной 10 м для уменьшения основного диаметра агрегата берём на 1 размер меньше круглого, т.е. площадь сечения 16 мм2.

4. Выбор двигателя

Мощность двигателя необходимую для работы насоса определяем по формуле:

Np=Q * ж * Нн / 86400 * 102 * н

где Нн - напор насоса.

н - КПД насоса ; н = 0,43 - по рабочей характеристике

Np =17 * 830 * 1360 / 86400 * 102 * 0,43 = 5,1 КВт

При потери 4,63 КВт мощности в кабеле потребная мощность составит:

5,1+ 4,63=9,7 КВт

Двигатель на принятом насосе ПЭД 32-103 мощность 32 КВт, диаметром 103 мм.

Принятый насос с двигателем удовлетворяет требованиям.

Определение удельного расхода электроэнергии на 1 тонну добытой нефти.

Характерным энергетическим показателем работы УЭЦН служит расход электроэнергии на 1 тонну добытой нефти и определяется по формуле:

Э=2,73 * Н * 10^-3 / общ (11)

где Н - высота подача жидкости, Н=2250 м

общ - общий КПД установки, определяется по формуле:

общ =тр* н* дв *к *ав

тр - КПД труб; дв - КПД двигателя при неполной загрузке; к - КПД кабеля;

ав - КПД трансформатора; н - КПД насоса

Принимаем тр = 0,96 , н= 0,43 , дв= 0,73 , к= 0,83 , ав= 0,96, тогда,

общ= 0,96 * 0,43 * 0,73 * 0,83* 0,96 = 0,24

Удельный расход электроэнергии составит:

Э=2,73 * 2250 * 10^-3 / 0,24 = 25,6 КВт*ч/тн

5.6 Подготовка скважины и монтаж оборудования УЭЦН

Для транспортировки оборудования УЭЦН применяют специальный агрегат АТЭ-6 или Фискарс, обеспечивающий механизированную погрузку и разгрузку всех узлов установки УЭЦН. Агрегат смонтирован на шасси автомобиля КрАЗ-255Б. Для погрузки и разгрузки оборудования на платформу агрегата установлен гидравлический кран. Барабан с кабелем грузят с помощью лебедки, установленной сзади кабины автомобиля, путем накатывания его по откидным трапам на качающуюся раму. Погружной насос, электродвигатель и протектор укладывают на левой площадке рамы и закрепляют специальным хомутом. Трансформатор и станцию управления устанавливают на правой площадке рамы.

Перед монтажом ПЦЭН необходимо тщательно подготовить скважину для ее эксплуатации. Для этого, в первую очередь, очищают (восстанавливают) забой от песчаной пробки и возможных посторонних предметов (клямс, металлических частиц) путем промывки, СПО пера или ГВЖ (гидро-вакуумной желонки). Перед спуском УЭЦН, шаблонируют обсадную колонну от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 150 метров или 5 метров до верхних дыр пефорации, специальным шаблоном, диаметр которого несколько превышает максимальный диаметр погружного агрегата (таблица 5.6).

Перед спуском агрегата в скважину, для облегчения его сборки и сохранения целостности кабеля, тщательно центрируют вышку подъемного агрегата, относительно устья скважины.

Перед монтажом установки проводят линию электропередот силового трансформатора до скважины. Перед доставкой погружного центробежного насоса на скважину, тщательно осматривают и проверяют все оборудование в соответствии с инструкцией по эксплуатации. В насосе свободное вращение вала от руки при помощи шлицевого ключа: при крутящем моменте не более 6Н * м, вал насоса должен вращаться без заеданий. В электродвигателе сопротивление изоляции обмотки статора при температуре 20 ± С, мегомметром на 500 или 1000 В, не должно быть менее 100 МОм. Проверяют пробивное напряжение трансформаторного масла, которым заполняется двигатель, оно должно быть более 20 кВ, а так же герметичность двигателя и вращение вала. Вал должен вращаться свободно без заеданий при приложении крутящего момента не более 0,1Н * м.

Проверяется также и изоляция кабеля, сопротивление изоляции между жилами и броней при температуре 20С должно превышать 100 МОм/км. Герметичность кабельной муфты проверяют опрессовкой трансформаторным маслом при температуре 90-100С и давлении 1 МПа в течении 30 минут. Утечка масла не допускается. Во всех элементах погружной установки должно быть проверено наличие шлицевой муфты, которая свободно заходит на вал при любом взаимном расположении шлицев.

Для спуско-подъемных операций применяется механизированный кабельный барабан (автовымотка). Он устанавливается не ближе 15 метров от устья скважины в поле зрения машиниста. Ось барабана должна быть перпендикулярна линии, соединяющей центры барабана и устья скважины. Кабель, идущий в скважину, должен спускаться с верхней части барабана.

Наибольшее распространение получили установки для перевозки и перемотки кабеля: УПК-2000 и УНРКТ-2М. Установка УПК-2000 выпускается в двух вариантах: санный вариант УПК-2000СН и колесный УПК-2000ПМ. Эти установки механизируют наматывание и разматывание кабеля при СПО на скважинах с погружными насосами, а так же позволяют погружать, транспортировать кабальные барабаны. Станция управления обеспечивает синхронную работу установки УПК-2000ПМ и подъемного агрегата, и позволяет управлять установкой с поста, вынесенного на устье скважины. Максимальная длина перевозимого кабеля 2000 метров.

5.7 Монтаж УЭЦН

Погружное оборудование на месторождении монтируют в соответствии с утвержденными по ОАО «Томскнефть»регламентирующими документами ( Регламент на монтаж - демонтаж УЭЦН).

Монтаж оборудования подразделяется на следующие операции:

1. Установить хомут-элеватор на электродвигателе, поднять ПЭД с мостков, после чего опустить в скважину до посадки хомута на колонный фланец обсадной колонны и снять предохранительную крышку.

2. При помощи элеватора поднять протектор над скважиной, проверить вращение вала протектора и ПЭД шлицевым ключом, установить свинцовую прокладку на электродвигатель, соединить вал протектора с валом двигателя шлицевой муфтой и наконец соединить протектор с ПЭД.

3. Снимают крышку кабельного ввода ПЭД и кабельной муфты, замеряют сопротивление изоляции электродвигателя, которое должно быть более 100 МОм.

4. Поднять электродвигатель над устьем скважины и через обратный клапан основания электродвигателя закачивают масло, до появление его через отверстие токоввода.

5. Вывинтить пробку обратного клапана протектора и ввинтить на ее место штуцер заправочного насоса с жидким маслом, масло закачивать до появления его в спускном отверстии протектора.

6. После прокачки масла в протектор, снимают хомут с электродвигателя и опускают его в скважину, с непрерывным контролем сопротивления изоляции, до посадки хомута протектора на колонный фланец. Закрепив плоский кабель на корпусе протектора, приподнимают собранную часть установки из скважины, проверяют вращение вала, сопротивление изоляции между жилами и броней кабеля, вращение двигателя.

7. Поднимают нижнюю секцию насоса, проверяют наличие шлицевой муфты и свободное вращение вала и соединяют насос с протектором.

8. Устанавливают защитные кожухи плоского кабеля строго на одной линии. Далее устанавливают верхнюю и среднюю секции насоса и аналогично защитные кожухи плоского кабеля.

9. После спуска первой НКТ на колонный фланец устанавливают пьедестал с открытым затвором, для защиты кабеля от механических повреждений. Кабель крепят к трубам стальными поясами на расстоянии 0,2-0,5 м от верхнего и нижнего торцов муфты.

10. После спуска двух-трех НКТ устанавливают обратный клапан, и накручивают муфту сливного клапана.

Запрещается производить монтаж УЭЦН при температуре ниже -35С и силе ветра более 10 м/сек, при осадках в виде мокрого снега и дождя (если нет защитного укрытия зоны монтажа от прямого попадания осадков).

Ответственность за качество монтажа возлагается на электромонтера и начальника цеха проката ЦБПО ЭПУ, ответственность за безопасное производство работ на скважине несет мастер бригады ТКРС. В случае нарушения монтажником технологии монтажа, мастер бригады ТКРС имеет право приостановить производство работ с отметкой об этом в паспорте УЭЦН и немедленным извещением диспетчерской службы предприятия, осуществляющего ремонт скважины, ЦИТС НГДУ и ЦБПО ЭПУ.

5.8 Спуск УЭЦН

Спуск установки производится согласно карте спуска УЭЦН, составленной технологической службой цеха добычи нефти, со скоростью не выше 0,25 м/сек (~35 сек на 1 НКТ), а при прохождении УЭЦН через отмеченные в плане работ участки кривизны с темпом набора более 2⁰ на 10 метров, скорость не должна быть выше 0,1 м/сек (1 НКТ примерно за 1,5 минуты). В процессе спуска необходимо периодически проверять центровку подъемника относительно устья, запрещается спуск УЭЦН с неотцентрованного подъемника. Проворачивание УЭЦН и колонны подвески при спуске в скважину недопустимо.

1.В начале спуска УЭЦН, после посадки на клинья подвески труб, на НКТ устанавливается двухстропный элеватор.

2. При спуске недопустимы рывки кабеля или его натяжка, кабель от вымотки до устья должен быть постоянно провисшим под собственной тяжестью, но при этом не допускается волочение кабеля по земле.

3. На расстоянии 250-300 мм выше и ниже каждой муфты НКТ и каждого сростка кабель необходимо крепить стальными поясами (клямсами) не допуская при этом слабины и провисов кабеля внутри скважины. Клямсы затягивать до момента начальной деформации брони. Пряжку клямсы располагать в свободном пространстве между НКТ и кабелем, но ни в коем случае не на поверхности кабеля, загнутый конец клямсы плотно прижать к пряжке.

4. Обратный клапан устанавливается над 3 трубой НКТ либо выше, согласно расчету. НКТ, которые находятся ниже обратного клапана, должны быть опрессованы, резьбовая часть проверена калибром, при свинчивании применена лента ФУМ. Обратный клапан предназначен для предотвращения лавинообразного стока жидкости из НКТ через насос, вызывающего турбинное вращение ротора, и облегченного запуска установки, поэтому его конструкция допускает незначительный пропуск жидкости (примерно 15 капель в минуту). Сливной клапан, паспортизированный и прошедший опрессовку установить на следующей трубе, сам сбивной ввертыш должен иметь штамп изготовителя, загерметизирован в отверстии корпуса клапана резиновым (свинцовым) кольцом. Паспорт сливного клапана вклеивается в паспорт УЭЦН. Обеспечением бригад ТКРС качественными сливными клапанами занимается сервисное предприятие, осуществляющее спуск УЭЦН.

5. При спуске УЭЦН применять сертифицированные технологический и подвесной патрубки. Технологический патрубок заменяется при каждом СПО ЭЦН, подвесной при смене подвески НКТ или отбраковки после подъема УЭЦН.

6. Через каждые 300 м спуска, бригада, выполняющая его должна проверять сопротивление изоляции УЭЦН мегаомметром (V 1000 вольт) (для УЭЦН импортного производства специальным прибором допущенным фирмой производителем) с записью в паспорте. При снижении изоляции ниже 1 Мом необходимо прекратить спуск, тщательно насухо протереть концы кабеля и если изоляция не восстановилась вызвать представителя ЦБПО ЭПУ, который принимает окончательное решение о возможности дальнейшего спуска или необходимости подъема установки.

7. После окончания спуска бригада замеряет сопротивление изоляции УЭЦН (не менее 1 Мом) до и после герметизации сальникового ввода. Свободный конец брони кабеля закрепляет на колонном фланце устьевой арматуры, под нижнюю гайку, прокладывает кабель от устья до СУ или клеммной коробки, заполняет эксплуатационный паспорт с указанием количества спущенных НКТ и глубины подвески (по мере труб), вызывает представителя ЦБПО ЭПУ и цеха добычи нефти для пробного запуска.

8. Перед выполнением операций с наземным оборудованием проверить наличие металлической связи контура заземления с эксплуатационной колонной скважины.

9. В процессе пробного запуска производится первичная опрессовка лифта работающим насосом ЭЦН до давления 60 атм., проверка герметичности устьевой арматуры и работоспособности обратного клапана затрубья и сбор жидкости глушения (при необходимости её повторного использования). Вторичная опрессовка лифта производится на выводе скважины, непосредственно перед сдачей её в режим, т.е. на установившемся динамическом уровне до давления 60 атм. (определение герметичности лифта).

10. При отсутствии замечаний заполненный эксплуатационный паспорт УЭЦН передается бригадой ТКРС цеху добычи нефти. Паспорт остается в ЦДНГ до следующего ремонта скважины и выдачи бригаде ТКРС плана работ с целью подъема этой установки.

Ответственность за качество спуска УЭЦН в скважину возлагается на мастера бригады ТКРС и персонально на всех членов бригады производивших спуск

5.9 Вывод на режим УЭЦН

1. Вывод скважин на режим работы производится в соответствии с технологическими инструкциями, разработанными в НГДУ.

2. В процессе вывода на режим постоянно контролируется эхолотом уровень жидкости в скважине, дебит установки по ЗУ, буферное и затрубное давление, рабочий ток и сопротивление изоляции УЭЦН. Вывод скважин на режим без контроля и немедленной регистрации в паспорте УЭЦН этих параметров является нарушением технологической дисциплины. Контроль производится: для скважин, пласт которых еще не заработал, а также для оборудованных УЭЦН5А - каждые 15 мин; для прочих категорий - ежечасно, до момента выхода на режим.

3. Скважина считается вышедшей на режим работы в том случае, если дебит ее соответствует рабочей характеристике насоса, динамический уровень установился на постоянной отметке и объем жидкости отобранный из скважины равен двум объемам ее обсадной колонны, но не менее 2 объемов использованной при ремонте жидкости глушения. Работа УЭЦН в периодическом режиме не считается режимной работой.

4. В случае задержки появления подачи и меньшего дебита необходимо определить правильность направления вращения валов УЭЦН - фазировки - по опрессовочному давлению, развиваемому УЭЦН (при правильной фазировке оно больше и растет значительно быстрее).

5. Приток жидкости из пласта определять по восстановлению уровня в скважине после остановки насоса. Если этот приток соответствует номинальной производительности насоса, скважину переводят на постоянный режим работы с обязательным ежедневным периодическим контролем уровня, дебита и давлений.

6. До начала запуска скважин переводимых на УЭЦН, вводимых из бездействия, после КРС, или входящих в списки часто ремонтируемых и работающих периодически, технолог цеха добычи составляет программу вывода на режим, которую контролирует и корректирует ежедневно.

7. После того как скважина с УЭЦН вышла на установившийся режим работы ЦДНГ в присутствии электромонтера ЭПУ производит контрольные замеры дебита, динамического уровня, при необходимости устанавливает штуцер, проверяет линейное, буферное и затрубное давления.

5.10 Контроль за эксплуатацией УЭЦН

1. В процессе эксплуатации УЭЦН цех добычи должен 3 раза в месяц проверять режим работы - Ндин, дебит, давления буферное, линейное и затрубное, сопротивление изоляции, работоспособность обратного клапана. Рабочий ток и напряжение питания проверяется ежесуточно. При низких динамических уровнях (особенно в зимнее время - при отсутствии замеров АГЗУ) выполнение операции опрессовки УЭЦН на закрытую задвижку считать обязательным с регистрацией времени набора давления и записью результатов в эксплуатационном паспорте УЭЦН. Ежемесячно должны отбираться пробы для определения обводненности, при необходимости и на КВЧ и шести компонентный состав. Полученные данные немедленно записываются в паспорт УЭЦН.

2. При необходимости, по специальному графику скважина должна подвергаться технологическим операциям для борьбы с отложениями парафина, солей, мех. примесей с отметкой об этом в паспорте УЭЦН.

3. При длительных остановках УЭЦН (более 10 дней) запуск в работу производить с прослеживанием динамического уровня и прекращать контроль работы УЭЦН только после выхода скважины на установившийся режим работы.

4. НГДУ обязано поддерживает в порядке кабельные эстакады, площадки для размещения наземного оборудования УЭЦН, подъездные пути к ним.

5. Ответственность за исполнение данных пунктов несут старший инженер и старший технолог цеха добычи нефти. При систематическом их неисполнении ЦБПО ЭПУ имеет право отключить УЭЦН, предупредив об этом за 10 дней главного инженера НГДУ в письменном виде.

6. ЦБПО ЭПУ, по согласованному с НГДУ графику, проводит планово-предупредительный ремонт наземного электрооборудования с отметкой об этом в эксплуатационном паспорте УЭЦН. Ответственность за своевременность и качество ППР несет начальник прокатного цеха ЦБПО ЭПУ.

5.11 Расчет наработки на отказ

Наработка на отказ рассчитывается как для всего механизированного фонда скважин, так и для скважин каждого из отдельных способов эксплуатации: УЭЦН, ШГН и т.д. Наработка на отказ нефтяных скважин рассчитывается по нефтепромыслам, бригадам (цехам) добычи, акционерным обществам, а также по месторождениям, отдельным пластам и объектам. Наработка на отказ нефтяных скважин характеризует динамику качественных показателей работы с фондом. Наработка на отказ (в сутках) нефтяных скважин, рассчитывается ежемесячно на основании отчетных данных за последние 12 месяцев (по скользящему году) как частное от деления:

Наработка на отказ = ? времени / ??отказов.

Числитель - сумма времени (в сутках), отработанного в календарный период - скользящий год - всеми нефтяными скважинами, эксплуатирующимися данным способом. Учитывается все отработанное скважинами в данный период время, независимо от того, останавливалась скважина или продолжает работать. Время, отработанное скважинами до наступления и после окончания данного календарного периода, не учитывается.

Данный показатель складывается из сумм отработанного скважинами времени, на основании месячных эксплуатационных рапортов (МЭР) Нефтепромысла за последние 12 месяцев. Отработанное за месяц время подтверждается подписью главного инженера УДНГ.

Знаменатель - количество отказов, влекущих за собой проведение ТКРС с заменой подземного оборудования, произошедших за тот же календарный период (скользящий год) по скважинам эксплуатирующимся данным способом.

Данный показатель складывается из помесячного количества отказов, произошедших за последние 12 месяцев. Определяется совместно службами нефтепромысла и сервисной базы на основании ежемесячных перечней отказавших скважин, подтвержденных подписями главных инженеров УДНГ и ЗАО «Алнас-Н».

Не включаются в подсчет наработки:

-отказы скважин с наработками менее 2 суток (48 часов с момента пробного пуска) - «затянувшиеся» и «повторные»;

-остановки скважин для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ), при условии, что в момент остановки подземное оборудование работало и было технически исправно. Наработка на отказ скважинного оборудования может рассчитываться по отдельным узлам, типоразмерам, либо комплектам оборудования. Расчет наработки на отказ скважинного оборудования ведется по аналогии с наработкой на отказ нефтяных скважин. Кроме затянувшихся, повторных и ГТМ, не учитываются при подсчете также и отказы не связанные с данным подземным оборудованием (при условии, что само оборудование на момент остановки работало и было технически исправно).

Например: в подсчет наработки на отказ оборудования УЭЦН не включаются остановки вызванные неисправностью лифта, либо устьевой арматуры, требующие ПРС - при условии, что УЭЦН работоспособен.

6. Анализ эффективности работы фонда скважин оборудованных УЭЦН

6.1 Анализ эффективности работы скважин с УЭЦН

В настоящее время способ эксплуатации нефтяных скважин при помощи установок электроцентробежных насосов является в Российской Федерации основным способом механизированной добычи нефти.

Весь фонд УЭЦН Лугинецкого месторождения представлен насосами Российского производства фирм: «Алнас», «Борец».

Глубина спуска УЭЦН колеблется от 1900 м до 2418 м. Подачи от 10 м³/сут до 200 м³/сут, обводненность от 10% до 97%. Основные данные по добыче нефти скважинами, оборудованными УЭЦН на 01.06.2007 года:

- добыча нефти за месяц - 34256 тонн, что составляет 65,3 % от общей добычи нефти;

- средний газовый фактор УЭЦН- 1648 м^З/м^З, в 2005г - 977 м^З/м^З;

- средний дебит по нефти - 23,9 т/сут;

- средняя обводненность - 61%.

На 01.06.2008 года в НГДУ "Лугинецкнефть" находилось 54 скважины, оборудованные установками электроцентробежного насоса, что составляет 32 % (в 2005 году - 29%) от общего действующего фонда добывающих скважин, смотреть рисунок 5.1.



Рисунок 6.1 - Структура механизированного фонда за период с 1990 по 2007 год разработки Лугинецкого месторождения

Впервые УЭЦН на Лугинецком месторождении применили в 1990 году в количестве 2 единиц. В дальнейшем количество УЭЦН варьировало в диапазоне от 10 до 20 единиц. После проведения ГРП в 2004 году на 47 скважин количество УЭЦН на Лугинецком месторождении значительно пополнилось и остановилось на отметке 42 единиц. Так же в 2004 году впервые произошел перелом механизированного фонда, т.е. количество скважин УЭЦН превзошло число скважин, оборудованных штанговыми - глубинными насосами. Это превосходство составило 19 скважин. В последние годы замечается рост скважин оборудованных УЭЦН и в 2007 году достигла своего максимального значения и составила 52 скважины. Так же, число УЭЦН, пополняется ежегодно, в связи падением пластового давления, и вследствие чего прекращением фонтанирования фонтанных скважин. Распределение действующего фонда УЭЦН на 2007 год по подачам представлен на рисунке 6.2.



Рисунок 6.2 - Распределение фонда УЭЦН Лугинецкого месторождения на 01.01.2008г.

Средние показатели скважин, оборудованных УЭЦН, по Лугинецкому месторождению по состоянию на 1.06.2008 г. представлены в таблице 6.1.

Таблица 6.1

Средние показатели скважин, оборудованных УЭЦН

№ п/п	Тип ЭЦН	Глубина спуска, м	Qж, м3/сут	Обводненность,%
1	ЭЦН-18	1950	0	0
2	ЭЦН-25	2230	25	67
3	ЭЦН-30	2150	25,8	63,5
4	ЭЦН-45	2200	41	48
5	ЭЦН-50	2100	47	73
6	ЭЦН -60	2200	51	60
7	ЭЦН -80	2220	74	53
8	ЭЦН -125	2110	106	75
9	ЭЦН -160	2315	138	60
10	ЭЦН - 200	2190	153	72

ИЗ 54 скважин оборудованных УЭЦН, более половины фонда с теоретическими дебитами до 60 м³/сут Высокодебитных скважин более 100 м³/сут всего 7 штук. Основная часть фонда Лугинецкого месторождения представлена УЭЦН с подачей 30 и 45 м³/сут.

Максимальный уровень добычи нефти установками электроцентробежного насоса был достигнут в 2006 году, смотреть таблицу 6.2. и рисунок 6.3. и составил 1246 т/сут, однако на это же время приходиться и самое большое количество скважин оборудованных УЭЦН.

Таблица 6.2

Динамика суммарных дебитов и обводненности продукции для скважин с УЭЦН за период 2002 г - 2006 гг.

Годы	Кол-во скважин	Qн, т/сут	Qж, м3,сут	Обводнённость, %
2003 г.	20	232	924	69
2004 г.	42	1104	2873	53
2005 г.	37	806	2245	56
2006 г.	41	850	2664	61

Рисунок 6.3 - Динамика суммарных дебитов и обводненности для скважин УЭЦН

Среднесуточный дебит по нефти/жидкости на 2007 год составил 23,9/70,1 т/сут соответственно. По отношению к 2002 году, добыча нефти УЭЦН увеличилась более чем в 5 раз. Это объясняется, во-первых, увеличением числа скважин оборудованных УЭЦН, во-вторых, проведением мероприятий по интенсификации добычи нефти (ГРП). Обводненность продукции за последние 3 года колеблется в пределах 60%, и на 01.06.2008 составила 61%. Из всех способов эксплуатации, скважины, эксплуатируемые УЭЦН, являются наиболее обводненными. Число скважин оборудованных УЭЦН увеличивается за счет прекращения фонтанирования фонтанных скважин и дальнейшем, перевод их на механизированный способ добычи, хотя перевод скважин на механизированный способ добычи (УЭЦН и ШГН) сдерживается по Лугинецкому месторождению целым рядом факторов.

Геологические причины:

- высокий газовый фактор;

- наличие в разрезе газовых объектов (вероятность прорыва газа);

- низкий коэффициент продуктивности, вследствие низкой проницаемости призабойной зоны пласта (связано с загрязнением пласта при вскрытии);

- высокое давление насыщения газа;

- пульсирующий режим работы скважины - нефть с пачками газа.

Технические причины:

- затруднительный выход на режим скважины после глушения;

- увеличенная глубина спуска УЭЦН и ШГН для увеличения давления насыщения, а это область увеличения температуры и давления для УЭЦН и ШГН;

- необходимость высокопроизводительных газосепараторов и шламоуловителей;

- отсутствие опробированных рецептур жидкостей глушения для данной литологии пластов.

Как известно наличие свободного газа на приёме погружной насосной системы существенно снижает её эффективность работы [2]. При этом в 2007 году около 70 % скважин оборудованных УЭЦН эксплуатировались в условиях повышенного газового фактора, тогда как в 2003 году таких скважин было всего лишь 24%. Наибольшее значение газового фактора скважины эксплуатируемой УЭЦН на 01.06.2008 год составляет 10743 м³/м³, минимальное значение равно 54 м³/м³. Средний газовый фактор с 2003 года по 2008 год вырос более чем в 5 раза и составил 1648 м³/м³. На Лугинецком месторождении проводится ряд мероприятий по снижению влияния свободного газа на работу насоса. Распределение фонда скважин по значению газового фактора на 01.06.2008 представлено на рисунке 6.4.

Рисунок 6.4 - Распределение фонда скважин по значениям газовых факторов Гф, м³/ м³

6.2 Эффективность использования действующего парка УЭЦН на Лугинецком месторождении

Эффективность работы того или иного способа эксплуатации скважины можно определить по следующим параметрам:

- коэффициент эксплуатации Кэ;

- коэффициент подачи, для скважин оборудованных УЭЦН;

- показатель межремонтного периода.

Относительная длительность работы скважин оценивается коэффициентом эксплуатации Кэ, который представляет собой отношение суммарного времени работы данной скважины Тi в сутках к общему календарному времени Tкi анализируемого периода (год, квартал, месяц). Таким образом, коэффициент эксплуатации для одной скважины вычисляют по формуле:

, 6.1.

По отношению к группе m скважин, имевших различную длительность работы Ti и, возможно, различные длительности анализируемого периода (ввод скважины в эксплуатацию в тот или иной момент данного года и т. д.), величину Kэ_э можно вычислить по формуле:

6.2.

Фактическая сумма отработанных часов электроцентробежных насосов Лугинецкого месторождения за 2007 года равна - 377386, при проектной сумме -390096 часов. Коэффициент эксплуатации при этом будет равен - 0,967.

Коэффициент подачи насосных установок показывает, на сколько правильно установка электроцентробежного насоса (УЭЦН) подобрана к скважине, характеризует работу насоса и определяется отношением фактического дебита насоса к оптимальному дебиту :

K_n=Q_факт./Q_{нас.опт}.

где: Q_факт - фактический дебит жидкости

Q_{нас.опт}- оптимальный (паспортный) дебит жидкости УЭЦН

Оптимальный режим работы УЭЦН должен соответствовать коэффициенту подачи равному от 0,8 до 1,2.

По полученным коэффициентам подачи УЭЦН были построены гистограммы для всего действующего фонда скважин оборудованных УЭЦН. На гистограмме показано распределение скважин по коэффициентам подачи рисунок (6.5.).

Несмотря на проведенные мероприятия 38% - 21 скважина на 01.06.08г. работают с коэффициентами, которые не соответствуют оптимальному режиму ( не принимаем в расчет №56, 730 -ОКРС и №886, 857, 89, 102 -ОКРС, 1149 - клин, №361 - нет подачи).



Рисунок 6.5 - Значение коэффициентов подачи для УЭЦН.

Из анализа видно - имеются возможности для дальнейшей оптимизации парка ЭЦН, что позволит при переходе на насосы меньшей производительности снизить прямые затраты по эксплуатации ЭЦН на месторождении и избежать преждевременного выхода из строя скважинного оборудования.

6.3 Анализ факторов влияющих на МРП УЭЦН

В настоящее время в УДНГ ОАО «Томснефть» принята следующая методика, предназначенная для расчета межремонтного периода работы скважин.

Межремонтным периодом работы скважин следует считать продолжительность времени в календарных сутках между двумя последовательными ремонтами.

1. Расчет МРП производится за отчетные периоды: квартал, полугодия, девять месяцев, год.

2. МРП рассчитывается для всего пробуренного фонда скважин, отдельно по нефтяным, нагнетательным, газовым скважинам, а также для скважин с различными видами эксплуатации (ШГН, ЭЦН, ЭВН, газлифт, фонтан).

3. Расчет МРП производится по формуле: МРП=Т/Ч, где Т -календарное количество суток за расчетный период, Ч - частота ремонта за расчетный период.

4. Расчет частоты ремонта за расчетный период производится по формуле: Ч=Р/Ф, где Р- количество ремонтов за расчетный период, Ф- среднеарифметический фонд скважин на начало и конец расчетного периода Ф=(Фн+Фк):2

5. В количество ремонтов за расчетный период включаются все ремонты, проведенные на фонде скважин за расчетный период, за исключением освоения скважин из бурения, ввода скважин из консервации.

6. Ремонты, связанные с переводом скважин с одного способа эксплуатации на другой, из одной категории в другую (например, нефтяные в нагнетательные, ШГН на ЭЦН), а также ремонты по консервации и ликвидации скважин относятся к предыдущему способу эксплуатации, к предыдущей категории.

7. При расчете частоте ремонта за расчетный период принимается следующий фонд скважин

для расчета МРП по всему фонду скважин:

-весь пробуренный фонд скважин за исключением осваиваемых и ожидающих освоения после бурения, ликвидированных и законсервированных скважин.

Для расчета МРП по нефтяному фонду:

-весь эксплуатационный нефтяной фонд без скважин, осваиваемых и ожидающих освоения бурения.

Для расчета МРП по видам эксплуатации нефтяного фонда:

-весь эксплуатационный нефтяной фонд с данным видом оборудования без скважин, осваиваемых и ожидающих освоения после бурения.

Для расчета МРП нагнетательного фонда:

-все нагнетательные скважины

Для МРП газового фонда:

-весь эксплуатационный газовый фонд без скважин, осваиваемых и ожидающих освоения после бурения и законсервированных скважин.

Рисунок 6.4 Динамика МРП УЭЦН за 2005 г.

Рисунок 6.5 Динамика МРП УЭЦН за 2006 г.



Рисунок 6.6 Динамика МРП УЭЦН за 2007 г.

Производство на скважинах работ по гидравлическому разрыву пласта (ГРП) влечет за собой снижение межремонтного периода скважин (МРП). Снижение МРП объясняется тем, что при проведении ГРП происходит большой вынос пропанта (рис. 6.7.), часть из которого попадает на прием насоса, что приводит к засорению рабочих органов насоса, заклиниванию насоса, перегоранию кабеля и выхода насоса из строя. С годами на скважинах, где был проведен ГРП, межремонтный период возрастает. Если в 2005 году он составлял 129 суток, то к концу 2007 году МРП возрос до 270 суток. (рисунок 6.4., 6.5., 6.6.) Рост МРП объясняется тем, что в скважинах, где проводилось ГРП используют технологию тщательной промывки скважины гидровакуумными желонками. Применяют забойные двигатели для уничтожения плотной корки пропанта.

На скважинах, где ГРП не проводилось, динамика МРП за последние месяцы также увеличивается. Это объясняется, тем что специалистами НГДУ ведется более тщательный подбор оборудования и оптимизация режимов работы его эксплуатации с применением специальной программы Well Flo. Кроме того, в последние годы при капитальном ремонте скважин стараются внедрять новое оборудование (ЭЦН, НКТ).

МРП на Лугинецком месторождении в среднем за всю историю эксплуатации составляет примерно 200 сут. Максимальное значение МРП УЭЦН приходиться на 1992 год и составляет 371 сут. Вообще межремонтный период УЭЦН определяется в 380 сутки, но на данном месторождении существует ряд условий, которые снижают этот показатель.

Рис. 6.7. Минералогический состав механических примесей по скважинам ГРП

Анализ эксплуатации серийных УЭЦН в НГДУ «Лугинецкнефть» показал, что наработка серийных установок за 2007 год составляет 270 суток, смотреть рисунок 6.8.



Рисунок 6.8 - Значение МРП УЭЦН Лугинецкого месторождения за период 1992 - 2007 гг.

Объективные причины являются следствием сложности месторождения, высокого газового фактора и наличия вышележащих газовых пластов с незначительными перемычками с эксплуатируемым объектом. Данные условия должны учитываться при подборе скважин под механизированную добычу, при подборе типоразмера насоса и глубины его спуска. Так же, на МРП установок влияет то, что половина фонда скважин оборудованных УЭЦН работают в режиме накопления, то есть определенное время, скважина накапливает продукцию, при этом установка не работает, затем через некоторый момент времени установка автоматически запускается и отбирает накопленный объём продукции. Естественно, частые запуски и отключения УЭЦН отрицательно влияют на надежность электрической части установок.

Снижение МРП неизбежно ведёт к увеличению затрат на ремонт скважин, потерям в добыче и следовательно к увеличению себестоимости добываемой продукции. Для выявления причин снижения межремонтного периода необходимо проводить анализ преждевременных отказов УЭЦН. На рисунке 6.9. представлены основные причины подъема УЭЦН на поверхность.

Рисунок 6.9 - Причины подъёма УЭЦН на Лугинецком месторождении за 2007 год

За весь 2007 год на Лугинецком месторождении было проведено 75 подземных ремонта установок электроцентробежного насоса. Основной причиной подъема УЭЦН было снижение сопротивление изоляции кабельной линии или ПЭД до 0.

6.4 Причины отказов УЭЦН на Лугинецком месторождении

Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение вступило в позднюю, завершающую стадию разработки, характеризующейся высокой обводненностью скважин, образованием в скважинах и глубинно-насосном оборудовании различных отложений. В процессе эксплуатации месторождений фонд скважин стареет, дебит их уменьшается, обводненность увеличивается, число ремонтов возрастает. Старение скважин и ухудшение геолого-технологических условий их эксплуатации приводит к потерям в добыче нефти, обусловленными простоями скважин в ожидании ремонта и в период его проведения.

Жесткие условия эксплуатации (высокий газовый фактор и высокое давление насыщения) и проявление отрицательных факторов (солеобразование, мех. примеси, высокая температура, увеличение глубины подвески) существенно влияют на работу погружного оборудования.

Осложнения при эксплуатации скважин могут быть связаны со следующими причинами:

отложения АСПВ и гидратообразование в оборудовании, в лифтовых колоннах и выкидных линиях;

механические примеси;

отложения солей;

вредное влияние газа на работу насоса,

коррозионный износ подземного оборудования.

сверхнормативная кривизна скважин;

снижение продуктивности скважин;

При эксплуатации скважин необходимо предусмотреть меры по устранению или борьбе с перечисленными осложнениями.

Как видно на (рисунке )наибольшее число отказов происходит из-за засорения мех. примесями приёмного модуля (28%), а так же отложением солей на рабочих органах установки(23%).

Засорение мех. примесями происходит из-за увеличенного выноса частиц из пласта, что является следствием избыточной депрессии на пласт. Негерметичность лифта это следствие нарушения технологии спускоподъёмных операций, или брак насосно - компрессорных труб. Механические повреждения кабеля и брак в подготовке скважины так же можно отнести к причинам, связанным с нарушением технологии ремонта скважины.

Засорение приёмного модуля и самого насоса стало основной причиной отказов относительно недавно. Сетка приёмного модуля забивается частицами, выносимыми из пласта и отложениями солей, в результате прохождение жидкости за единицу времени снижается, увеличивается нагрузка на двигатель и защита отключает его по перегрузке. После нескольких отключений установка чаще всего выходит из строя.

Рисунок 6.10 - Основные причины отказа УЭЦН за 2007 год на Лугинецком месторождении.

Также рассмотрены выходы из строя УЭЦН за 2007 г. по вине предприятий (рисунок



Рис. 6.11. Причины отказов УЭЦН по вине предприятий

Рассмотрим основные причины выхода из строя УЭЦН:

1. Механические примеси

1. Из рис. 6.10 видно, что основной причиной выхода из строя установки ЭЦН является засорение насосов частицами механических примесей (28%), в состав которых входят частицы пород продуктивного пласта, продукты коррозии скважинного оборудования, отложения неорганических солей и твердых углеводородов. В результате попадания в установку механических примесей, происходит частичный или полный износ рабочих колес насоса. Механические примеси (песок, соль, грязь) оседают в насосных установках в следствии некачественного приготовления задавочной жидкости на солерастворном узле. Содержание мехпримесей в солевом растворе превышает ПДК (0.1гр/м) в несколько раз. Максимальное отложение механических примесей в насосной установке приводит к заклиниванию рабочих колес или к их износу. При запуске такого насоса увеличивается вероятность выхода из строя вала установки - его слом.

На рис. 6.12 показаны рабочие органы насосов, у которых проточная часть засорена песком и другими компонентами.



Рис. 6.12 Засорение рабочих органов механическими примесями

Наиболее эффективный метод борьбы с механическими примесями - установление специальных фильтров, а также установление песочных якорей на приеме насоса, что приводит к сепарации песка от жидкости.

2. Отложения солей

Основной источник солей, выпадающих в осадок при добыче нефти - это попутные воды, добываемые вместе с нефтью. Пластовые воды являются перенасыщенными солевыми растворами. Выпадающие из них соли отлагаются в пласте, подземном оборудовании, трубопроводах. Отложения солей приводят к снижению МРП работы скважин и потере объемов добычи нефти.

Наиболее простым и эффективным методом борьбы с солеотложениями является применение химических реагентов (ингибиторов солеотложений), которые дозируются в поток или задавливаются в призабойную зону «солеотлагающих скважин». Подбор ингибиторов может осуществляться на основании методики прогнозирования выпадения солей на ПЭВМ [42, 43]. Испытанными ингибиторами отечественного производства являются ОЭДФ, ИСБ-1, ДПФ-1Н, СНПХ-5306, ПАФ-13А и ингибиторы зарубежных фирм - SP-181, SP-203, Деквест 2000, Деквест 2042, Visko-953R, корексит 7642 .