Эксплуатация скважин УЭЦН

Процедура B

Скважины, оборудованные УЭЦН-125 или с большей производительностью

· Произвести подготовительные работы на скважине.

· Спустить насос - “жертву” ЭЦН- 50 в зону подвески основного насоса. Напорные характеристики насоса - «жертвы» определяются службой ТТНД НГДУ.

· В процессе вывода на режим насоса - “жертвы” необходимо применять регулируемый штуцер.

· Произвести запуск насоса на частоте 50 Гц, отрегулировать диаметр штуцера на производительность примерно 50 м3/сут., скважина должна работать через ЗУ. Выводить скважину на режим в течение минимум 48 часов, производя отбор жидкости на определение содержания КВЧ, через каждые 8 часов. Регулировать диаметр штуцера по необходимости для поддержания дебита примерно на 50м3/сут. В течение 48 часов.

· В течение последних 12 часов вывода скважины на режим, необходимо дополнительно снимать показания динамического уровня жидкости (интервал- 4 часа). Данные, полученные в течение этого периода вывода скважины на режим, могут использоваться для замера дебита скважины непосредственно после ГРП и для подтверждения расчета типоразмера основного насоса.

· Работа насоса - «жертвы» считается законченной при достижении концентрации твердой фазы в пробах пластовой жидкости до уровня безопасного для работы основного насоса и определяется службой ТТНД НГДУ.

· После промывки, спустить основной УЭЦН.

· Произвести запуск основного УЭЦН.

Примечание: Цель работ - постепенно увеличить подачу насоса с тем, чтобы минимально снизить воздействие на трещину на начальной стадии работы скважины. Намного предпочтительнее использовать частотный преобразователь. Тем не менее, в качестве альтернативного варианта, можно производить запуск при помощи штуцеров. Необходимо производить регулярные отборы жидкости для проведения анализов на содержание твердой фазы; анализы должны проводиться на скважине. Необходимо тщательно контролировать концентрацию твердой фазы в каждом образце. При значительной концентрации твердой фазы (0,25г/л) и отсутствии ее снижения до незначительного уровня, необходимо провести ситовый анализ с целью определения гранулометрического состава и таким образом, определения степени выноса проппанта. Для проведения ситового анализа должным образом, необходим образец пробы минимум 40 г.

Вывод скважины на режим при наличии частотного преобразователя

· После промывки, спустить основной УЭЦН (5 или 5А).

· Произвести запуск УЭЦН-5 или 5А на минимально безопасной и практически возможной подаче, что может быть обеспечено при помощи частотного преобразователя. Производить запуск скважины в течение минимум 24 часов, производя отборы проб жидкости для анализа на содержание твердой фазы. Каждый час производить замер дебита скважины.

· Через 24 часа увеличить подачу насоса на 1/3 от разницы между начальной подачей и 50 Гц.

Пример. Предположим, что производительность насоса была 50 м3/сут. при рабочей частоте 38 Гц. Разница составит 50 - 38 = 12 Гц. Одна треть будет 4 Гц. Следующей рабочей частотой будет 38 + 4 = 42 Гц.

· Производить вывод скважины на режим до приемлемой концентрации (0,1-0,15 г/л), но не менее 8 часов. Продолжать производить регулярные отборы проб жидкости для анализа.

· Через 8 часов опять увеличить подачу на 1/3 от разницы между начальной подачей и 50 Гц. Продолжать выводить скважину на режим до приемлемого уровня концентрации твердой фазы (0,1-0,15 г/л), но не менее 8 часов. Продолжать производить регулярные отборы проб жидкости для анализа.

· Через 8 часов, если концентрация твердой фазы будет 0,1-0,15 г/л, увеличить подачу насоса до 50 Гц. Контролировать работу скважины в течение минимум 8 часов, производя отборы проб жидкости. Если концентрация твердой фазы будет достаточно низкой(0,1-0,15 г/л), отключить частотный преобразователь и производить работу насоса от панели управления.

Вывод скважины на режим с применением штуцера

· Необходимо отметить, что данный метод расценивается как второй по приоритетности после метода с использованием частотного преобразователя. В данном случае необходимо использовать регулируемый штуцер. Запрещается при изменении проходного диаметра сечения штуцера останавливать УЭЦН.

· По окончанию спуска, запустить насос на частоте 50 Гц. Регулируя штуцер, установить минимально приемлемую подачу, с целью предотвращения сгорания двигателя насоса. Производить вывод скважины на режим через ЗУ в течении 24 часов, производя регулярные отборы проб жидкости для анализа. Каждый час производить замер дебита.

· Через 24 часа увеличить диаметр штуцера на 1/3 от разницы между начальным диаметром штуцера и внутренним диаметром НКТ.

Пример. Предположим, что производительность насоса была 50 м3/сут. при диаметре штуцера 8 мм. Внутренний диаметр НКТ - 62 мм. Разница составит: 62 - 8 = 56 мм. 1/3 разницы равна 18 мм. Следующий диаметр штуцера будет: 8 + 18 = 26.

· Опять производить вывод скважины на режим в течение минимум 8 часов или до тех пор, пока содержание твердой фазы не достигнет приемлемого уровня(0,1-0,15 г/л). Продолжать производить регулярные отборы проб жидкости для анализа.

· Через 8 часов, или тогда, когда концентрация твердой фазы станет приемлемой (0,1-0,15 г/л), увеличить диаметр штуцера на 1/3 от разницы между начальным диаметром штуцера и внутренним диаметром НКТ. Продолжать вывод скважины на режим в течение минимум 8 часов. Продолжать производить регулярные отборы проб жидкости для анализа. Не увеличивать диаметр штуцера, пока концентрация твердой фазы не будет незначительной (0,1-0,15 г/л).

· В конце процедуры по выводу скважин на режим убрать штуцер и запустить скважину в обычный режим работы. Продолжать производить регулярные отборы проб жидкости для анализа еще в течение минимум 8 часов.

Программа по испытанию скважины с использованием частотного регулятора и забойного датчика давления встроенного в УЭЦН, для определения коэффициента продуктивности пласта, параметров коллектора скважины и оптимальной компоновки насоса.

Программа разработана специалистами фирмы Шлюмберже для определения истинного коэффициента продуктивности пласта, параметров коллектора и оптимальной компоновки погружного оборудования на скважинах после проведения ГРП. Обязательным условием при проведении комплекса испытаний является наличие частотного регулятора числа оборотов погружного электродвигателя, исправная запорная арматура на скважине, исправное ЗУ на кусту и УЭЦН, снабженный системой телеметрии с индикацией показаний давления на приеме насоса в пределах 0- 200 кг/см².

Максимальный дебит скважины будет установлен по максимальному значению частоты частотного регулятора, при которой давление на приеме насоса будет постоянно и больше давления насыщения на 20%- 30%(определяется для каждого конкретного случая геологами НГДУ).

До запуска скважины в программу испытаний необходимо произвести откачку раствора глушения, при этом рабочая частота двигателя не должна превышать 50 Гц а давление на приеме насоса превышать давление насыщения.

Период откачки раствора глушения до начала испытаний должен быть 24 часа или достаточный для извлечения всего раствора глушения - определяется по методике изложенной в разделе III настоящего регламента.

Регистрируемые параметры в процессе откачки раствора глушения и периоды регистрации, приведены в таблице №6. Дополнительно к данным, которые необходимо регистрировать в процессе откачки раствора глушения, необходимо каждый час отбирать пробы скважинной жидкости на обводненность и КВЧ в течение первых восьми часов работы УЭЦН. После восьми часов работы пробы отбираются с периодичностью в два часа.

Таблица 6.

Время текущее	Время с начала притока (ч)	Маркировка проб	Частота (Гц)	Буферное давление (кг/см2)	Давление на приеме насоса (кг/см2) или кПа	Н димам.(м)	Q скважины (м3/сут)	Примечания
	0
	0,5
	1
	1,5
	2
	3
	4
	5
	6
	7
	8
	9
	10

4.2 Сопоставление результатов расчетов по подбору оборудования УЭЦН и режима его работы с фактическим режимом

Программа Well Flo позволяет проводить очень точные расчеты по подбору погружного оборудования УЭЦН. Однако, проводя анализ соответствия работы спущенного оборудования УЭЦН с добывающими возможностями скважин по состоянию на апрель 2007 года, становится очевидным, что из работающих 59 скважин 19 работают с недостатком притока из пласта (производительности за левой границей рабочей зоны), 6 скважин работают на грани нехватки притока из пласта, на 5 скважинах необходимо провести промывку насосов, на 4 скважинах эксплуатирующихся с частотными преобразователями необходимо увеличить частоту питающего напряжения. И только на 25 скважинах насосы работают в полном соответствии с расчетами на погружное оборудование УЭЦН. По ряду скважин недостаток притока напрямую связан с проводимыми на них ГРП и снижением ввиду выноса проппанта из призабойной зоны скважины. Вследствие чего уменьшается его количество в трещинах и соответственно уменьшается проницаемость призабойной зоны скважины. А также происходит засорение исполнительных механизмов ЭЦН проппантом и мех.примесями (частицами разрушенной при ГРП породы пласта). Вставить график Ндин. И Нспо.

График №

4.3 Причины отказов УЭЦН

На 01.04.2007 года эксплуатационный фонд с УЭЦН составляет 121 скважины. Фонд скважин дающих продукцию - 96 (39%). Простаивающий фонд 25 скважин (8%). Фонд ППД - 53 скважины (17%). Водозаборный фонд - 20 скважин (6%).

Скважинами, оборудованными погружными центробежными насосами добывается 100% от добычи нефти и газа механизированным способом.

С 1 января 2006 года по 1 марта 2007года по Крапивинской группе месторождений бригадами ТКРС выполнено 335 ремонтов. Причины ремонтов показаны на графике №

График №

График №

Анализ отказавших узлов (график №) показывает, что наибольшее число отказов (25%) происходит из-за заклинивания валов насоса, потом (23%) выход из строя кабеля, следующей причиной является отказ ПЭДа - 22 % не герметичность НКТ - 2%, на не поднятые приходится 4%.

По результатам анализа первого этапа расследования отказов видно, что количество скважин останавливаемых по R=0, в части случаев, имеют подклинивание и заклинившие секции. В большинстве случаев из всего количества отказов наблюдается оплавление, деформация и трещины муфты кабеля и колодки токоввода.

Проведенные исследования по всем отказам погружных электродвигателей показывают, что причиной их отказа является перегрев обмоток асинхронного электродвигателя, узла токоввода и удлинителя кабельной линии. При этом при демонтаже установок обнаруживали недостаточное заполнение внутренних полостей двигателей маслом, масло обладало запахом гари, что также свидетельствует о чрезмерно высоких температурах работы двигателей.

График №

График №

График №

График №

Часто массовые одномоментные отказы погружного оборудования связаны с аварийными и с плановыми отключениями электроэнергии.

Анализ оборудования спущенного на отказавшие скважины показал, что более половины спущенных УЭЦН представлены заводом «АЛНАС», и по своим рабочим характеристикам должны работать со средой с максимальной концентрацией твердых частиц - 0,1 г/литр и твердостью не более 5 баллов по Моосу.

График №

Рассмотрим работу четырех скважин с УЭЦН после проведения ГРП.

На данном примере видно, что заполнение зумпфа проппантом при работе каждого последующего УЭЦН становится все меньше, а наработка на отказ больше. При этом, на примере скважин № 366/2б Кр. и №79/1 Дв. Видно, что отказы УЭЦН были напрямую связаны с заклиниванием валов ЭЦН.

Таблица №

Работа УЭЦН после проведения ГРП.

Скважина 321 куст 1б Крапивинского месторождения (ГРП 27.03.03г.)
Т.З.(м)	Ф-Э.К. (мм)	Заполнение зумпфа (м)	наработка. (сут.)	УЭЦН	КВЧ (мг/л)	Qм3/сут.	% воды	Ндин. (м)	причина ремонта.
2820	146	5	8	250	-	240	45%	1349	ИДН
		56	111	400	-	363	5%	1700	ИДН
		33	120	3000	-	425	8%	1299	ИДН
Скважина 366 куст 2б Крапивинского месторождения (ГРП 11.01.03г.)
3179	146	120	22	160	92	165	5%	1597	R=0 (клин)
		90	14	200		220	3%	1470	ИДН
		40	155	400		400	3%	2296	R=0
		124	44	400		267	6%	2308	R=0 (клин)
Скважина 15 куст 1 Западно-Моисеевского месторождения (ГРП 14.06.03г.)
2904	168		1	125	-				R=0 на выводе
		14	13	125	-	105	4%	1676	R=0
		14	27	125	260	112	7%	1728	ИДН
		55	33	3000	188	320	5%	1729	ИДН
		17	60	4300	302-188	346	4%	1081	R=0 (клин)
		29	49	5800	-	648	1%	1471	R=0
Скважина 79 куст 1 Двуреченского месторождения (ГРП 20.02.03г.)
3100	168	374	9	80	816	120	2%	1816	R=0 (клин)
		81	30	160	340	162	4%	1906	ИДН
		56	23	250	381	202	4%	1985	R=0 (клин)
			1	250					Клин на выводе
		90	105	250	324	110	4%	2145	R=0

Выводы

В скважинах с ГРП происходит вынос проппанта и механических примесей. Они отрицательно влияют на работу насоса:

крупные гранулы проппанта скапливаясь в насосе, вызывают заклинивание;

мелкие вызывают износ рабочих органов и вибрацию;

медленно скапливающиеся забивают каналы рабочих органов и уже на первоначальном этапе снижают производительность насосов.

Все это в совокупности с малой износостойкостью насосов марки «Алнас» приводит к преждевременному износу рабочих органов насоса, их заклиниванию. Увеличенная глубина спуска насосов (при пластовой температуре 90-95⁰С) и работе УЭЦН приводит к увеличению температуры перекачиваемой жидкости на 10-14⁰С.

Эксплуатация их на предельно низких динамических уровнях (для максимального достижения МПД), приводит к повышенному температурному воздействию на узлы УЭЦН (в частности на кабель и муфту токоввода). Частые остановки и запуски погружного оборудования связанного с отключениями электроэнергии, нестабильностью параметров напряжения также приводят к преждевременному отказу УЭЦН. При остановках твердые частицы, находящиеся в перекачиваемой жидкости осаждаются на рабочих органах насоса, что при запуске приводит к повышению токовых нагрузок, к «перегрузам» и заклиниванию установок. Например, в мае 2003 года на скважине 319 куст 1б Крапивинского месторождения, после отключения электроэнергии произошел отказ УЭЦН (заклинивание валов ЭЦН, ГРП проводился 13.01.03), промывка установки положительного результата не дала. С наработкой в 2 суток текущий забой изменился на 41 метр. Зону перфорации при этом перекрыло на 4 метра. В истекшие 2 суток отбор проб на КВЧ показал наличие мех. примесей в перекачиваемой жидкости 2780 мг/литр, что в 27,8 раз превышает максимально допустимую концентрацию взвешенных частиц. Демонтаж УЭЦН показал, что заклинены 3 верхние секции ЭЦН, 2 нижние проворачиваются с большим трудом и с заеданием. Кабельная линия и ПЭД в исправном состоянии.

Проведенный анализ причин перегревов с последующими отказами погружных электродвигателей показал:

Отказ ЭЦН-125 на скв 15 куст 1 Западно-Моисеевского месторождения и отказ ЭЦН-250 на скв 79 куст 1 Двуреченского месторождения (таблица №) произошли по причине перегрева ПЭД при работе двигателей в эксплуатационной колонне 168мм. Перегревы были напрямую связаны с большой площадью кольцевого пространства между внутренней стенкой эксплуатационной колонны и внешней полостью ПЭД и связанным с этим недостаточной скоростью восходящего потока охлаждающей жидкости.

Одновременно с этим отмечены отказы ПЭД ввиду недостаточного охлаждения (перегрева) при выводе на режим и работе в комплекте с частотными преобразователями на частотах питающего напряжения отличных от номинальных. Так отказ FS4300 17.02.03 на скв 67 куст 1 Двуреченского месторождения произошел по причине того, что (как показали исследования имеющихся инструкций конструкторских бюро заводов изготовителей погружного оборудования) отсутствуют какие либо инструкции или ограничения по минимально необходимому охлаждению ПЭД при их работе с частотой питающего напряжения отличному от номинального как российского, так и американского производства.

Причинами низкого МРП являются:

1. Реализация программ ИДН и ГРП без внедрения износостойкого оборудования или устройств для удержания проппанта в продуктивном пласте, что приводит к преждевременным отказам УЭЦН.

2. Недостаточное количество частотных преобразователей необходимой мощности для вывода скважин на режим. Не возможность использования частотных преобразователей (из-за их недостатка или их малой мощности) приводит к более высоким электрическим нагрузкам при запуске скважин и высоким нагрузкам на электродвигатель при дальнейшей эксплуатации, так как для поддержания динамического уровня специалисты ЦДНГ прибегают к методу штуцирования, вследствие чего происходит нагревание ПЭД.

3. Эксплуатация ЭЦН на предельно низких динамических уровнях.

4. Отсутствие стабильности электроснабжения. После отключений скважин по высокому или низкому напряжению происходит осаждение твердых частиц на обратный клапан, его засорению и не герметичности. Что приводит к сильфону столба жидкости НКТ через исполнительные механизмы ЭЦН, их засорение проппантом и мех. примесями. Что в свою очередь влечет за собой повышение токовых нагрузок при запусках и заклинивание валов ЭЦН. Вследствие чего, отключение приводит к заклиниванию установок.

5. Спуск электродвигателей габарита 117 мм в эксплуатационные колонны 168 и 194 мм. В результате чего при большом кольцевом пространстве между внутренней стенкой эксплуатационной колонны и корпусом ПЭД скорость восходящего потока не достаточна для отвода выделяемого электродвигателем тепла и происходит его перегрев с последующим отказом.

6. Бесконтрольная эксплуатация электродвигателей в комплекте с частотным преобразователями (не контролируется минимально необходимое охлаждение ПЭД) ввиду отсутствия регламента по расчету минимально необходимого охлаждения ПЭД при его работе с частотой, отличной от номинальной.

5. Рекомендации по повышению эффективности эксплуатации скважин с применением УЭЦН

5.1 Предложение по стабилизации электроснабжения питания установок УЭЦН

Проведенный анализ внутрисуточных простоев (остановок) установок УЭЦН показал значительное количество остановок по причине отсутствия стабильного электроснабжения питания УЭЦН. С чем связана часть отказов установок УЭЦН ввиду заклинивания валов ЭЦН при оседании содержащегося в пластовой продукции проппанта и пластового песка. Нестабильное электроснабжение связано с ведущимися работами по бурению скважин (пусками синхронных электродвигателей буровых станков).

В связи, с чем считаю первостепенной задачей по стабилизации питающего электроснабжения решение вопроса по переводу энергоснабжения буровых станков от передвижных дизель-генераторных установок соответствующей мощности. Что создаст возможности для бесперебойного энергоснабжения УЭЦН, отсутствию внутрисуточных простоев установок и будет напрямую способствовать увеличению межремонтного периода работы установок УЭЦН.

Установить более жесткие требования и контроль перед службой ООО«Энергонефть-Томск».

5.2 Рекомендации по применению фильтров для удержания проппанта и пластового песка в призабойной зоне скважин

Рассмотрим тему в следующем порядке:

А. Проблемная ситуация для эксплуатации многих скважин по НК «ЮКОС».

Б. Предлагаемый вариант решения проблемы.

В. Преимущества данного варианта.

Г. Недостатки данного варианта.

Д. Порядок работы с фильтром.

Приложение:

Рис.№. Эскиз компоновки фильтра с заякоривающим устройством в сборе.

А. Проблемная ситуация для эксплуатации многих скважин по НК «ЮКОС».

Ввиду условий рыночной конъюнктуры по НК «ЮКОС» проводится программа по интенсификации добычи нефти. Для достижения данной цели проводятся мероприятия по улучшению проницаемости при забойной зоны пласта. Желаемый результат по уменьшению скина достигается в большинстве случаев проведением ГРП. Но применяемые при ГРП для скрепления проппанта химреагенты (пропнет) в большинстве случаев не дают желаемого результата. В результате чего с началом добычи скважинной жидкости (созданием воронки депрессии на продуктивный пласт) из призабойной зоны начинается активный вынос проппанта, заполнение им зумпфа и засорение исполнительных механизмов ЭЦН, активный износ последних, заклинивание валов ЭЦН. После смены УЭЦН и очистки забоя скважины засорение второго УЭЦН в большинстве случаев продолжается так же интенсивно, как и первого. Наработка на отказ в ряде случаев 1-го УЭЦН составляет от 1-30 суток, второго до 45 суток. И даже после выхода из строя 3-го УЭЦН после ГРП и наработке скважины после ГРП до 180 суток при поведении полного разбора комплектующих его деталей внутри ЭЦНа обнаруживаются гранулы проппанта.

Можно сделать вывод о том, что используемые технологии по скреплению проппанта компаниями «BJ» и «Шлюмберже» не удовлетворяют необходимым требованиям по дальнейшей эксплуатации скважин. Полученное при ГРП снижение скина возвращается к исходным значениям в процессе ведения добычи нефти, за счет выноса проппанта из при забойной зоны и закрытия трещин в породе пласта. Таким образом, после проведения ГРП получаем:

Не долговременное увеличение проницаемости при забойной зоны скважины.

Интенсивное засорение проппантом УЭЦН.

При каждом ремонте скважины:

а) ремонт скважины - 400 т.руб.

б) ремонт УЭЦН - 300 т.руб.

в) в период ремонта скважины добыча нефти не ведется.

Вывод: экономический эффект от вложенных в ГРП денежных средств для НГДУ недостаточный.

Б. Предлагаемый вариант решения проблемы.

после поведения ГРП и очистки забоя скважины от проппанта провести скреперование зоны перфорации, а также участков выше и ниже его.

на участок перфорации установить фильтр прелагаемой конструкции для предотвращения выноса проппанта из при забойной зоны пласта в скважину.

В. Преимущества данного варианта.

1. Удерживает проппант в продуктивном пласте.

2. Достигнутое при ГРП снижение значения скина на долгое время стабилизируется на уровне, приемлемом для активного ведения отбора пластовой жидкости (появится возможность для ведения добычи нефти более производительными насосами).

3. За счет значительно большей площади фильтрации (в фильтре) чем площадь всех отверстий перфорации в эксплуатационной колонне не будет создаваться дополнительного препятствия для течения жидкости в скважину.

4. Не будет происходить засорение комплектующих частей ЭЦН проппантом, чем будет достигнуто:

а) увеличение межремонтного периода работы УЭЦН (меньше ремонтов - больше добытой нефти).

б) отсутствие снижения производительности насосом (из-за засорения)ЭЦН.

5. В случае необходимости есть возможность подъема его из скважины.

6. Сохраняется возможность для проведения:

а. кислотной обработки,

б. гидроимпульсной промывки проницаемости призабойной зоны пласта.

7. В отличие от предлагавшихся вариантов по заполнению зумпфа и перекрытию зоны перфорации веществами (создаваемые химическим путем гранулы), способными удерживать проппант в пласте и порах гранул предлагаемый вариант решения задачи не будет создавать дополнительного препятствия для течения жидкости (скин-эффекта), т. к. площадь поверхности фильтрации обладает хорошей скважностью (проницаемостью).

В варианте перекрытия зоны перфорации гранулами для удержания проппанта скин-эффект будет образовываться ввиду фильтрации, в конечном счете, через площадь, равную внутреннему диаметру эксплуатационной колонны и наличии проницаемости не превышающей проницаемости гранул и проппанта. Чем сразу уступает по проницаемости и полученному коэффициенту продуктивности скважины. К тому же с постоянным уменьшением проницаемости ввиду ее засорения мех примесями, содержащимися в пластовой жидкости, а значит снижением коэффициента продуктивности скважины и непременно в процессе эксплуатации у такой скважины появится необходимость в проведении работ по улучшению притока из пласта.

Г. Недостатки данного варианта.

Возможен прихват внешней поверхности фильтра проппантом. С осложнением работ по извлечению оборудования из скважины. Для чего корпус фильтра выполнен в форме конуса с уменьшением диаметра к нижней части из отдельных модулей, соединяемых между собой телескопическими узлами.

Д. Порядок работы с фильтром.

Использование: при нефтедобыче в скважинах после проведения гидроразрыва пласта и пескующих скважин.

Цель изобретения - создание скважинного фильтра, способного обеспечить выполнение следующих условий:

1. Сохранение достигнутого при гидроразрыве увеличения проницаемости призабойной зоны скважины путем предотвращения: а) выноса проппанта в эксплуатационную колонну, б) закрытия трещин продуктивного пласта.

2. Недопущение засорения проппантом и пластовым песком исполнительных механизмов обеспечивающих механизированную добычу скважинной продукции.

3. Создание хороших условий для лучшего притока скважинной продукции из пласта в скважину посредством наличия сквозного проходного отверстия сквозь всю длину устанавливаемого устройства на забой скважины для обеспечения выравнивания давления по всей длине эксплуатационной колонны скважины (создание условий для перепада давлений между пластовым и забойным у скважины).

4. Фильтр должен обладать: а) хорошей скважностью, б) возможностью извлечения после прихвата проппантом и пластовым песком.

5. Создание условий для проведения кислотной обработки и гидроимпульсной промывки открытой пористости призабойной зоны без удаления фильтра из скважины.

Поставленная цель достигается установкой устройства непосредственно против зоны перфорации скважины без опора на забой скважины, заякориванием и пакерованием на стенках эксплуатационной колонны выше и ниже зоны перфорации манжетным способом. Таким образом, гранулы проппанта принудительно удерживается в призабойной зоне пласта. Устройство заякоривается на стенках эксплуатационной колонны и фиксируется от перемещения по эксплуатационной колонне как вниз, так и вверх. Для чего в устройстве имеется специальное приспособление, которое одним перемещением одновременно фиксирует выдвижные шлипсы для удержания оборудования от перемещения вверх и фиксирует в рабочем положении пакерующие устройства. Пакерование на стенках эксплуатационной колонны осуществляется осевым (последним) перемещением колонны лифтовых труб вниз при проведении установки фильтра. Заякоривание осуществляется спускоподъемными операциями без вращения колонны лифтовых труб.

Сущность изобретения: Устройство устанавливается непосредственно против зоны перфорации скважины без опора на забой скважины, заякоривается и пакеруется на стенках эксплуатационной колонны выше и ниже зоны перфорации манжетным способом. Таким образом, гранулы проппанта принудительно удерживается в призабойной зоне пласта и полости между фильтром и внутренней поверхностью эксплуатационной колонны ограниченной сверху и снизу пакерующими устройствами. Течение флюида осуществляется через щели в фильтрующей оболочке и поступает в продольные пазы трубного каркаса, по которым транспортируется к перфорационным отверстиям трубного каркаса, перекрытым металлическими пластинами (кожухами) и далее из внешней полости внутренней трубы через ее перфорационные отверстия в осевой канал лифтовой трубы.

Проведенный анализ существующего уровня технических решений в данной области показал отсутствие разработок с решением таких задач в полном объеме. На основании чего можно считать, что данное устройство обладает изобретательским уровнем.

После спуска фильтра в заданный (любой) участок эксплуатационной колонны осуществляется заякоривание оборудование на стенках эксплуатационной колонны скважины. С удержанием от перемещения по эксплуатационной колонне как вниз, так и вверх. Для чего в устройстве имеется специальное конусное приспособление - кулачок, которое одним перемещением одновременно фиксирует выдвижные шлипсы для удержания оборудования от перемещения вверх и фиксирует в рабочем положении пакерующие устройства. Заякоривание осуществляется спускоподъемными операциями без вращения колонны лифтовых труб. При спуске шлипсы сжаты верхним хомутом, а конусные кулачки прижаты в исходном состоянии пружиной специального приспособления (на эскизе не показано). После чего отворачивают лифтовую колонну труб правым вращением по левой верхней резьбе подвижной втулки и поднимают ее на дневную поверхность. Скважина готова к спуску оборудования нефтедобычи.

Для проведения съема фильтра необходимо спустить колонну лифтовых труб со специальным приспособлением на нижнем конце (на эскизе не показано). Правым вращением навернуться на нижнюю правую резьбу подвижной втулки, разгрузить вес колонны лифтовых труб на фильтр и произвести подъем оборудования. При этом конусные кулачки выйдут из-под шлипс, и шлипсы выйдут из зацепления со стенкой эксплуатационной колонны. Заняв транспортабельное положение, необходимое для подъема оборудования.

В случае прихвата фильтра скрепленным проппантом посредством натяжения колонной лифтовых труб произойдет срез предназначенного для этого болта и страгивание верхней секции фильтра при неподвижной ниже установленной посредством растяжения телескопического соединения секций фильтра. Процедура с ниже установленной секцией фильтра идентична предыдущей.

Пакерование на стенках эксплуатационной колонны осуществляется осевым (последним) перемещением колонны лифтовых труб при проведении установки оборудования в скважине.

Проведенный анализ существующего уровня технических решений в области разработанного способа пакерования фильтра на стенках эксплуатационной колонны показал отсутствие разработок с решением задачи одновременного двойного пакерования.

Скважинный фильтр представляет собой коническую сужающуюся к низу форму и включает перфорированный отверстиями трубный каркас, состоящий из перфорированной трубы с постепенно уменьшающимися от верха к низу в толщину продольными пазами на внешней поверхности. На стрингерах выполнена винтовая нарезка, в которую уложены витки обмоточной проволоки специального профиля с образованием фильтрующей оболочки. Внутри продольных пазов сквозь тело трубы выполнены сквозные отверстия, которые сверху закрываются металлическими квадратными полосами изогнутыми в виде полуцилиндра. Конусная форма фильтра нужна для обеспечения возможности более легкого извлечения прихваченного проппантом фильтра, при этом все ниже находящиеся секции фильтра в диаметре меньше предыдущей (выше установленной). Все секции фильтра между собой соединены телескопическими узлами и срезными элементами для обеспечения возможности поочередного срыва прихваченных проппантом секций фильтра. Перекрытие отверстий перфорации в трубе металлическими пластинами необходимо для обеспечения равномерности потока пластового флюида через фильтрующую оболочку и недопущения абразивного износа фильтрующей проволоки против отверстий перфорации. Для повышения долговечности фильтра фильтрующий профиль изготавливается из эрозионно и коррозионно-стойких материалов или с их покрытием. В нижней части каждой секции фильтра устанавливается резино-упругий бандаж для центрирования фильтра по колонне и недопущения повреждений фильтрующей поверхности при спуске. В случае если при этом частично бандаж останется в скважине после извлечения фильтра, то данные фрагменты легко будут удалены песчаным насосом при удалении проппанта или пластового песка с забоя скважины.

Очистка открытой пористости проппанта и пластового песка в межтрубном пространстве, как и породы призабойной зоны пласта, может осуществляться кислотной обработкой и гидроимпульсными колебаниями с последующей откачкой отделившихся частиц. Операция проводится подсоединением к ловильной резьбе заякоривающего устройства.

Вывод.

Применение устройств данной конструкции позволит значительно снизить вынос проппанта и пластового песка, что создаст реальные возможности для увеличения межремонтного периода работы скважин оборудованных УЭЦН после проведения ГРП и на долгое время сохранить достигнутое значение снижения скин-эффекта. Что создаст условия для хорошего и долгое время не уменьшающегося притока пластовой продукции в скважину.

Рассмотренное выше предложение отправлено мной в форме заявки на ПАТЕНТ в Федеральный Институт Промышленной Собственности г. Москвы для защиты интеллектуальной собственности.

Приложение:



Рис.№ . Эскиз компоновки фильтра с заякоривающим устройством в сборе.

5.3 Рекомендации по применению вставных шламоуловителей с большим объемом кармана для осадконакопления проппанта и мех. примесей

Применяемые в настоящее время шламоуловители для удержания проппанта и мех. примесей для недопущения их попадания во взвешенном состоянии в верхние секции ЭЦН (это приводит к заклинивания валов насоса) при вынуженных остановках УЭЦН имеют очень маленький объем кармана. Вставные шламоуловители имеют длинну кармана 0,6 м. и объем его отсюда равен 0,000785м³.

Вынесено на рассмотрение и изготовление пробной партии шламоуловителей в целую длинну НКТ 48мм., т.е. длинной 9 метров. Тогда объем кармана шламоуловителя увеличивается до 0,01176 м³, что в 15 раз больше применяемых в настоящее время. Соответственно увеличивается возможность для увеличения межремонтного периода работы УЭЦН после ГРП (Рисунок № 11).

Данное предложение согласовано и утверждено гл. механиком. Чертежи переданы 26.02.03г. гл. инженеру ООО «НПР» г. Стрежевого Куксину В.А. для выполнения заказа на пробную партию шламоуловителей с большим объемом для осадконакопления мех. примесей.

До настоящего времени шламоуловитель длинной 9 метров в эксплуатацию не введен. За это время был разработан, принципиально новый, самоочищающийся шламоуловитель (Блок-схема №).

Описание: шламоуловитель, устанавливается между обратным и сливным клапанами во внутрь НКТ 73 мм, где при отключении УЭЦН и его непосредственном участии происходит отделение крупных и мелких частиц мехпримесей в специальный карман. Очистка кармана происходит восходящим потоком скважинной жидкости при работе УЭЦН.

Принцип действия: принцип действия автоматического, самоочищающегося шламоуловителя построен на непосредственной взаимосвязи свойств работы УЭЦН (наличии восходящего потока жидкости при работе насоса - для самоочистки кармана и отсутствии восходящего потока - во время необходимости очистки жидкости от мехпримесей при отключенном УЭЦН) и специальной конструкции блока элементов для регулирования направления движения жидкости, а также специально разработанной конструкции элементов для отделения мехпримесей.

В исходном состоянии (при отключенном УЭЦН) подвижный цилиндр и 2 клапана находятся в нижнем положении. При этом резиновым конусным уплотнением перекрыты отверстия из нижней части кармана осадконакопления во внутреннюю полость. Чем предотвращается попадание мехпримесей в ЭЦН.

При включении УЭЦН восходящим потоком жидкости подачи ЭЦН своим давлением и верхним резиновым клапаном перекрывает верхнее отверстие в подвижном цилиндре. В результате чего энергией восходящего потока подвижный цилиндр поднимается вверх до упора своими резиновыми уплотнениями (кольцами) на внешней полости в буртики корпуса шламоуловителя. При этом открываются отверстия из внутренней полости шламоуловителя в нижнюю часть кармана для осадконакопления мехпримесей и начинается интенсивная промывка накопленных в кармане мехпримесей (восходящим потоком жидкости). По окончании промывки кармана поток жидкости идет непосредственно через карман, подвижный цилиндр и клапана удерживаемые давлением восходящего потока жидкости на нижний резиновый клапан остаются в верхнем положении.



При отключении УЭЦН прекращается восходящий поток жидкости и силой земного притяжения подвижный цилиндр возвращается в нижнее положение. При этом конусным резиновым уплотнением перекрываются отверстия из нижней части кармана во внутреннюю полость шламоуловителя и открывается верхнее отверстие в подвижном цилиндре для стока жидкости при негерметичном обратном клапане.

Отделение крупных фракций мехпримесей (гранул проппанта) происходит под действием сил инерции их скорости перемещения вниз и земной гравитации в специально оборудованном лабиринте. Принцип отделения мелких фракций мехримесей (песок - абразив и глина) построено на магнитных свойствах данных веществ. Кольцевой магнит, установленный на корпусе шламоуловителя передает северный полюс через корпус шламоуловителя на нижнюю часть лабиринта (острие). Таким образом, направление магнитного поля от острия лабиринта к южному полюсу магнита “вытягивает” из входящего в лабиринт потока жидкости мехпримеси, которые выйдя из потока под собственным весом будут осаждаться в карман для осадконакопления мехпримесей.

При включении УЭЦН процесс повторяется по замкнутому циклу.

5.4 Рекомендации по применению вставных труб 146мм для эксплуатационных колонн скважин 168 и 194мм

Методика по охлаждению ПЭД диаметром 117мм в эксплуатационных колоннах 168 и 194 мм.

В связи с имеющейся необходимостью эксплуатации погружных электродвигателей диаметром 117мм. в эксплуатационных колоннах скважин диаметром 168 и 194 мм. Для достижения достаточного охлаждения ПЭД и недопущения преждевременных отказов УЭЦН по причине их перегрева предлагаю на предполагаемый участок установки УЭЦН (в частности ПЭД) устанавливать фрагмент эксплуатационной колонны 146 мм. с фиксацией его на стенках эксплуатационной колонны посредством пакерования. И последующим спуском в установленную НКТ 146мм погружного электродвигателя. Тем самым мы уменьшим площадь кольцевого пространства между погружным электродвигателем и внутренним диаметром эксплуатационной колонны и увеличим скорость охлаждающей жидкости, протекающей вокруг ПЭД. Это создаст реальные возможности для эксплуатации погружных электродвигателей в скважинах с малым коэффициентом продуктивности при диаметрах эксплуатационных колонн 168 и 194 мм. без перегрева двигателей.

Для чего необходимо первоначально провести скреперование (очистку стенок колонны) и спуск 1 обсадной НКТ ГОСТ 632-80. Наличие в настоящее время различных серий двигателей позволяет провести подбор комплекта УЭЦН общей длиной не более длины 3 труб 146 мм. В нижней части посредством переводника соединяем трубы 146 мм. с механическим пакером. Для данного вида работ необходим механический пакер, установка которого осуществляется посредством манипуляций с колонной технологического НКТ (на которых производится спуск оборудования). Герметизация на стенках эксплуатационной колонны пакерующих манжет будет сохраняться за счет веса спущенных труб 146мм. И еще одно условие для пакера - максимально возможное проходное отверстие в пакере.

При этом существует некоторое различие в комплектовании колонны труб 146мм для спуска в 168 и 194 колонны.

Разница заключается в том, что в 168 колонну невозможно спустить трубы 146мм в комплекте с соединительной муфтой, т. к. внешний диаметр ее муфты равен 166мм. Резьбовое соединение данной трубы как с переводником на пакер, так и с переводником для крепления к технологической НКТ должно быть выполнено внутренним на концах трубы 146мм.

Для спуска в эксплуатационную колонну 194мм можно использовать трубы 146мм в комплекте с соединительной муфтой, при этом представляется возможность для спуска максимально необходимого количества труб 146мм. Что создаст возможность максимально комфортному расположению УЭЦН для последующей его работы. При этом для более удачного попадания компенсатора и двигателя в трубу 146мм ввиду разницы диаметров необходимо верхнюю резьбу трубы 146 мм укомплектовать ловильной головкой. Внешний диаметр которой близок к внутреннему диаметру эксплуатационной колонны, в которую производится спуск.

Для спуска и подъема вставной трубы 146мм возможно использование рассоединительно - присоединительной верхней резьбы трубы, в которую вворачивается и выворачивается присоединительный переводник, навернутый на технологическую НКТ.

Недостатком данного предложения является:

1. Применение пакера с максимально большим проходным диаметром, для спуска через него УЭЦН.

2. Большой объем работ для подготовки эксплуатационной колонны к спуску вставной трубы диаметром 146 мм.

3. Дополнительные спускоподъемные операции.

4. Увеличение продолжительности ремонта и увеличение его стоимости.

В настоящее время найдено новое решение этой проблемы.









Описание: При монтаже УЭЦН на устье скважины кожух опускается в устье скважины и фиксируется хомутом. ПЭД вместе с гидрозащитой устанавливается во внутрь корпуса кожуха и фиксируется болтами крепления устройства “Бугель”, что позволяет кожуху держаться на корпусе ПЭД во время всех спускоподъемных операций (СПО) и при эксплуатации УЭЦН в скважине. С целью облегчения корпуса кожуха и предотвращения превышения допустимой нагрузки (предела текучести металла) фланцевых соединений ЭЦН и гидрозащиты корпус кожуха изготавливается из трубы 146 мм и протачивается до толщины стенок 2мм. В нижней части кожуха установлены центраторы для равномерного расположения вокруг ПЭД внутри кожуха (Чертеж № ).

Принцип действия: Принцип действия устройства построен на том факте, что уменьшая площадь кольцевого пространства между ПЭД и эксплуатационной колонной скважины мы принудительно увеличиваем скорость восходящего потока охлаждающей жидкости. Тем самым достигается нормализация охлаждения ПЭД и узла токоввода.

Данная разработка является перспективной для Зап.Моисеевского, Лесмуровского и Двуреченского месторождений в виду того, что она дает реальную возможность для безопасной эксплуатации ПЭД внешним габаритом 117 мм в эксплуатационных колоннах 194 и 168 мм.

Преимущества предложения: 1. Кожух входит в комплект погружного оборудования, устанавливается и опускается вместе с УЭЦН (нет необходимости в дополнительном СПО отдельно для кожуха). 2. Длина кожуха может изменяться по необходимости (по длине ПЭД+Г.З.).

5.5 Рекомендации по учету минимально необходимого притока из пласта пластовой продукции для достаточного охлаждения погружных электродвигателей УЭЦН при эксплуатации с номинальной частотой питающего напряжения

На группе Крапивинских месторождений, как и по всем месторождениям ОАО «Томскнефть» ВНК ведется интенсивное введение в эксплуатацию новых типов погружных электродвигателей выпускаемых заводами изготовителями погружного оборудования. При проведении анализа причин отказов электродвигателей выяснено, что в ТТНД УДНГ «ТН» отсутствуют данные о минимально необходимом притока из пласта пластовой продукции для достаточного охлаждения погружных электродвигателей УЭЦН при эксплуатации с номинальной частотой. В связи, с чем данная особенность эксплуатации погружного оборудования не учитывалась. Это приводило к перегреву ПЭД и выход его из строя, оплавление кабеля удлинителя и разгерметизации узла токоввода. Так как в это время погружной двигатель работает не получая необходимого охлаждения соответствующего происходящему тепловыделению при работе двигателя с имеющейся нагрузкой.

Для решения поставленной задачи мной был сделан запрос в «ЭПУ Сервис», WCP REDA «Шлюмберже» и «Centrilift» о минимально необходимой скорости потока охлаждающей жидкости для всех типов эксплуатируемых ПЭД и сделаны соответствующие расчеты. Расчеты по наиболее часто используемым ПЭД представлены в таблице №.

Таблица №.

Таблица перегрева электродвигателей РППЭДЯ и ПЭД в зависимости от величины притока
Тип двигателя	Рном кВт	Uн(вольт)	Jн (ток)	Наружний диаметр колонны, мм	Толщина стенки, мм	Скорость охлаждающей жидкости не менее, м/с	Q перегрева, м3/сут.
ЭД22-117М				194	10,9	0,05	54,2
				168	8,9	0,05	30,1
	22	750	24	168	8	0,05	31,9
				146	7	0,05	12,7
				146	7,7	0,05	11,4
				139,7	7,7	0,05	6,0
				194	10,9	0,07	90,5
				168	8,9	0,07	56,8
ЭД22-103М	22	650	31	168	8	0,07	59,4
				146	7	0,07	32,4
				146	7,7	0,07	30,6
				139,7	7,7	0,07	23,0
ЭД32-117				194	10,9	0,06	65,0
	32	1100	23	168	8,9	0,06	36,1
				168	8	0,06	38,3
				146	7	0,06	15,2
				146	7,7	0,06	13,7
				139,7	7,7	0,06	7,2
1ЭД32-117М	32	750	35,5	194	10,9	0,08	86,7
ЭД32-117М	32	1000	26	168	8,9	0,08	48,2
ЭД32-117ЛВ5	32	1000	25,5	168	8	0,08	51,1
1ЭД45-117М	45	1000	36,5	146	7	0,08	20,3
ЭД45-117М	45	1400	26	146	7,7	0,08	18,3
ЭД45-117ЛВ5	45			139,7	7,7	0,08	9,6
РППЭДЯ-40
РППЭДЯ-50				194	10,9	0,08	86,7
				168	8,9	0,08	48,2
				168	8	0,08	51,1
	38,4	775	42	146	7	0,08	20,3
				146	7,7	0,08	18,3
				139,7	7,7	0,08	9,6
РППЭДЯ-60				194	10,9	0,08	86,7
				168	8,9	0,08	48,2
				168	8	0,08	51,1
	46	930	42	146	7	0,08	20,3
				146	7,7	0,08	18,3
				139,7	7,7	0,08	9,6
ЭД32-103М				194	10,9	0,1	129,2
	32	900	31	168	8,9	0,1	81,1
				168	8	0,1	84,8
				146	7	0,1	46,2
				146	7,7	0,1	43,8
				139,7	7,7	0,1	32,9
				194	10,9	0,12	130,0
ЭД50-117М	50	1400	28	168	8,9	0,12	72,2
ЭД63-117М	63	2000	25	168	8	0,12	76,7
ЭД63-117ЛВ5	63	2000	25	146	7	0,12	30,4
ЭД63-117	63	1400	36	146	7,7	0,12	27,4
				139,7	7,7	0,12	14,3
РППЭДЯ-80				194	10,9	0,12	130,0
				168	8,9	0,12	72,2
				168	8	0,12	76,7
	62,1	1240	42	146	7	0,12	30,4
				146	7,7	0,12	27,4
				139,7	7,7	0,12	14,3
1ЭД63-117М	63	1000	51,5	194	10,9	0,3	325,0
ЭД70-117М	70			168	8,9	0,3	180,6
ПЭДС90-117	90	1950	37	168	8	0,3	191,7
ПЭДС100-117	100			146	7	0,3	76,0
ПЭДС125-117ЛВ5	125	2000	50	146	7,7	0,3	68,6
				139,7	7,7	0,3	35,9
РППЭДЯ-110				194	10,9	0,3	325,0
				168	8,9	0,3	180,6
				168	8	0,3	191,7
	86,5	1705	42	146	7	0,3	76,0
				146	7,7	0,3	68,6
				139,7	7,7	0,3	35,9
				194	10,9	0,3	325,0
				168	8,9	0,3	180,6
				168	8	0,3	191,7
РППЭДЯ-160	126	2485	42	146	7	0,3	76,0
				146	7,7	0,3	68,6
				139,7	7,7	0,3	35,9
РППЭДЯ-180				194	10,9	0,3	325,0
				168	8,9	0,3	180,6
				168	8	0,3	191,7
	140	2815	42	146	7	0,3	76,0
				146	7,7	0,3	68,6
				139,7	7,7	0,3	35,9
				194	10,9	0,3	325,0
ПЭДС125-117ЛВ5	125	2000	50	168	8,9	0,3	180,6
				168	8	0,3	191,7
ЭДС140-117М	140	2000	51,5	146	7	0,3	76,0
				146	7,7	0,3	68,6
ПЭДС125-117				194	10,9	0,4	433,3
	125	1950	51	168	8,9	0,4	240,8
				168	8	0,4	255,6
				146	7	0,4	101,4
				146	7,7	0,4	91,4
ПЭДС180-123В5				194	10,9	0,6	591,3
	180	2150	66	168	8,9	0,6	302,6
ПЭДС180-130В5,				194	10,9	0,6	519,2
	180	2300	61	168	8,9	0,6	230,4
				168	8	0,6	252,6
ПЭДС250-123В5				194	10,9	0,8	788,5
	250	2250	88	168	8,9	0,8	403,4
				168	8	0,8	432,9
ПЭДС250-130В5				194	10,9	0,8	692,3
	250	2300	85	168	8,9	0,8	307,3
				168	8	0,8	336,8
				194	10,9	1	865,4
ПЭДС360-130В5,	360	2300	123	168	8,9	1	384,1
				168	8	1	421,0
REDA				194	10,9	0,25	275,6
456 серия				194	10	0,25	286,1
115,8 мм				194	9,5	0,25	292,1
DN3000				168	8,9	0,25	155,2
				168	8	0,25	164,5
D4300N				146	7	0,25	68,1
				146	7,7	0,25	61,9
REDA				194	10,9	0,25	157,1
SN8500				194	10	0,25	167,7
142,8 мм				194	9,5	0,25	173,6
562 серия				168	8,9	0,25	36,8
				168	8	0,25	46,0
REDA				194	10,9	0,25	180,4
GN 10000				194	10	0,25	191,0
137,9 мм				194	9,5	0,25	196,9
543 серия				168	8,9	0,25	60,1
				168	8	0,25	69,3
Centrilift				194	10,9	0,33	371,5
450 серия				194	10	0,33	385,4
114,3 мм.				194	9,5	0,33	393,2
FC4300				168	8,9	0,33	212,6
				168	8	0,33	224,8
				146	7	0,33	97,6
				146	7,7	0,33	89,4
Данные о скорости потока охлаждающей жидкости получены от: REDA-Чудайкина и Centrilift-Белоусова

Представленные в таблице № данные переданы в ТТНД ЦДНГ-10 УДНГ «ТН».

5.6 Рекомендации по расчету минимально необходимого притока из пласта пластовой продукции для достаточного охлаждения погружных электродвигателей УЭЦН при эксплуатации оборудования на частотах питающего напряжения отличных от номинального значения

На группе Крапивинских месторождений, как и по всем месторождениям ОАО «Томскнефть» ВНК ведется интенсивное введение новых технологий, в частности добычи скважинной продукции посредством УЭЦН с применением частотных преобразователей. Анализируя выводы на режим УЭЦН с частотными преобразователями мною выявлен недостаток в проведении этих работ. Технологическая служба ЦДНГ-10 не учитывает необходимое охлаждение ПЭД при его работе с частотой питающего напряжения отличной от номинальной для работы данного УЭЦН. Вследствие чего при малом притоке из пласта (не установившееся направленное движение пластовой жидкости к эксплуатационной колонне) происходит перегрев ПЭД и выход его из строя, оплавление и разгерметизация узла токоввода. Так как в это время погружной двигатель работает не получая необходимого охлаждения соответствующего происходящему тепловыделению при работе двигателя с имеющейся нагрузкой. Проверка существующих инструкций по эксплуатации частотных преобразователей по ограничению изменения частоты с учетом минимально необходимого охлаждением двигателей разных типов и разных заводов изготовителей показала отсутствие правил и рекомендаций в части охлаждения двигателей при их длительной эксплуатации (к примеру, при выводе на режим или при снижении притока из пласта) на частотах питающей сети отличных от номинального значения. По всей видимости, это связано с основным направлением по использованию частотных преобразователей - интенсификация добычи скважинной продукции посредством увеличения питающей частоты. В таких случаях, как правило, имеет место хороший приток из пласта и недостатка в охлаждении не бывает.

Предложен следующий способ определения минимально необходимого притока из пласта для охлаждения ПЭД при работе УЭЦН на частотах питающего напряжения, отличных от номинального значения.

По имеющимся справочным данным заводов изготовителей нам известна необходимая скорость охлаждающей жидкости V₁ в кольцевом пространстве между ПЭД и эксплуатационной колонной при номинальной нагрузке W₁ для температуры жидкости 90 ⁰С, и отсюда определяем необходимый объем жидкости охлаждения за определенный период времени. Происходящее при этом тепловыделение двигателем, удаляемое охлаждающей жидкостью примем Т₁.

Как известно, потребляемая УЭЦН мощность - это кубическая зависимость от изменения питающей УЭЦН частоты. Отсюда, при работе УЭЦН на измененной частоте мощность, потребляемая УЭЦН изменится по отношению к номинальной мощности на величину: W₂=W₁*(f/50гц)³. Найденная мощность W₂ будет равна мощности передаваемой двигателем насосу при измененной частоте питания. Соотношение имеющихся данных W₂/W₁=V₂/V₁ дает нам V₂ - минимально необходимую скорость охлаждающей жидкости для выбранного режима работы УЭЦН по отношению к номинальной нагрузке. Таким образом, мы получили кубическую зависимость по изменению тепловыделения погружным электродвигателем на определенную величину Т_x (Т₂=Т₁-Т_x) и соответственно получили минимально необходимый объем охлаждающей жидкости проходящей в кольцевом пространстве между ПЭД и эксплуатационной колонной при эксплуатации УЭЦН на измененной частоте отличной от номинальной.

Данный метод актуален для определения необходимого охлаждения при выводе УЭЦН на установившийся режим работы, а также для случая чрезмерного износа комплектующих УЭЦН частей (текстолитовых шайб), засорения ЭЦН мех примесями, когда потребляемая мощность превышает расчетное значение по отношению к добываемой скважинной жидкости (работа с мех. примесями и осложненным вращением валов насоса).