|
Наименование
|
Состояние
|
на 1.01.08г.
|
на 1.01.09г.
|
|
Добывающие
|
Всего
|
568
|
548
|
|
Действующий
|
371
|
374
|
|
В бездействии
|
136
|
125
|
|
В освоении
|
1
|
0
|
|
Эксплуатационный
|
508
|
499
|
|
В консервации
|
43
|
28
|
|
В пьезометре
|
13
|
10
|
|
В ожидании ликвидации
|
2
|
3
|
|
Ликвидированные
|
2
|
3
|
|
Нагнетательные
|
Всего
|
200
|
229
|
|
Действующий
|
155
|
183
|
|
В бездействии
|
27
|
33
|
|
В освоении
|
10
|
5
|
|
Эксплуатационный
|
192
|
221
|
|
В консервации
|
4
|
4
|
|
Всего
|
200
|
229
|
Суммарные суточные потери по действующим нефтяным скважинам,
перешедшим в фонд ППД, составили 78,8 тонн по нефти и 368,8 тонны по жидкости.
Средний дебит нефти и обводненность составили 4,6 т/сут и 78,6% соответственно.
В 2009 году в ходе проведения геолого-технологических
мероприятий из неработающего (по состоянию на 01.01.09 г.) нефтяного фонда
запущено в работу 46 скважин. На 01.01.09г. средний дебит нефти по этой группе
скважин составил 9,1 т/сут, жидкости 30,0 т/сут и обводненность 69,5%.
Суммарная суточная добыча составила 420,4 тонн нефти и 1379,7 тонн жидкости.
Кроме того, из нефтяного неработающего фонда 10 скважин переведены в ППД и
запущены под закачку со средней приемистостью 200 м3/сут. Таким
образом, по состоянию на 01.01.2009 года в действующем добывающем фонде
находится 374 скважины.
Анализ распределения действующего фонда скважин по Хохряковскому
месторождению показал следующие результаты: с
дебитами жидкости до 20 т/сут работает 69 скважин (18,4 % действующего фонда),
из них 29 скважин имеют обводненность менее 30% (по этим скважинам возможно
проведение мероприятия по интенсификации притока).
Из распределения действующего фонда скважин по дебитам нефти (рис. 2.1)
видно, что 12,2% действующего фонда (60 скважин) являются малодебитными (дебит
нефти < 5 т/сут), 30,4% (114 скважины) работает с дебитом нефти от 5 до 20
т/сут и 53,4% (200 скважин) имеют дебит более 20 т/сут.
Рисунок 2.1- Распределение действующего фонда скважин Хохряковского
месторождения по дебитам нефти за 2007 -2009 годы.
В интервале дебитов жидкости от 20 до 50 т/сут работают 142
скважины (37,9 %), основная часть которых 75 скважин (52,8 %) имеют обводненность
ниже 30 % и только 17 скважин (11,9 %) имеют обводненность выше 80 %.
В интервале дебитов жидкости от 50 до 80 т/сут работают 112
скважин (29,9 %), часть из которых 44 скважин (39,2 %) имеют обводненность ниже
30 % и 19 скважин (16,9 %) имеют обводненность выше 80 %.
С дебитом жидкости более 80 т/сут работают 51 скважина (13,6
%), из них 23 скважины (45,0 %) работают с обводненностью ниже 30%, и только 9
скважин имеют обводненность выше 80 %.
Распределение действующего фонда скважин месторождения по
обводненности (рис. 2.2) показало, что 45,7% действующего фонда (171 скважин)
работают с долей воды в продукции менее 30%, 145 скважин (38,7%) относятся к
группе скважин с обводненностью от 30 до 80 % и 58 скважин (15,6%) обводнены
более чем на 80 %.
Рисунок 2.2 - Распределение действующего фонда скважин
Хохряковского месторождения по обводненности за 2007-2009 годы
Таким образом, из распределения действующего нефтяного фонда по основным
показателям работы можно сделать следующие выводы:
по месторождению за период с января 2008 по январь 2009 года наблюдается
незначительный рост действующего фонда скважин;
наблюдается рост обводненного фонда на фоне снижения высокодебитного
фонда скважин.
2.3 Технология
добычи нефти установками погружных электроцентробежных насосов
Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из
нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть,
воду и газ, и механические примеси.
Установка электроцентробежного насоса (рис.2.3) состоит из насосного
агрегата, кабельной линии, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ),
оборудования устья скважины и наземного оборудования.
В зависимости от количества различных компонентов, содержащихся в
откачиваемой жидкости, насосы установок имеют следующее исполнение: обычное
(УЭЦНМ) и повышенной корозионно-износостойкости (УЭЦНМК, УЭЦНМИ).
Рисунок
2.3 - Схема установки погружного центробежного электронасоса:
1
- эксплутационная колонна; 2 - компенсатор; 3 - электродвигатель; 4 -
протектор; 5 - центробежный электронасос; 6 - обратный и спускной клапаны; 7 -
НКТ; 8 - электрический кабель; 9 - крепежный пояс; 10 - обратный перепускной
клапан; 11 - оборудование устья; 12 - станция управления; 13 - трансформатор.
При
работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей превышает
допустимую 0,1 г/л, происходит засорение насосов, интенсивной износ рабочих
агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация, попадание воды в ПЭД по
торцевым уплотнениям, происходит перегрев двигателя, что приводит к отказу
работы УЭЦН.
В
зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, максимального поперечного
размера (диаметра) погружного агрегата, применяют ЭЦН различных групп - 5, 5А,
6.
Насосы
также подразделяют на три условные группы - 5, 5А, 6. Диаметры корпусов группы
5 - 92 мм, группы 5А - 103 мм, группы 6 - 114 мм.
Насосный агрегат, состоящий из многоступенчатого центробежного насоса
(ЭЦН), электродвигателя с гидрозащитой спускается в скважину на НКТ под уровень
жидкости. Питание электроэнергией погружного электродвигателя (ПЭД)
осуществляется по кабельной линии, которая крепится к НКТ металлическими
поясами.
Над насосом через 2 НКТ устанавливается обратный клапан, выше него на
одну трубу - сливной (сбивной). На глубине 1000-1200м в НКТ устанавливается
ловитель скребка.
Электроцентробежный насос (ЭЦН) откачивает пластовую жидкость из скважины
и подает ее на поверхность по колонне НКТ. Насосы выполняются одно-, двух-,
трех- и четырехсекционные (рис.2.4,а).
Рисунок 2.4 - Погружное оборудование: а) ЭЦН; б) газосепаратор
а) 1-модуль-головка; 2- модуль-секция; модуль входной; б) 1-головка; 2-
втулка радиального подшипника; 3-вал; 4- сепаратор; 5-направляющие аппараты;
6-рабочее колесо; 7- корпус; 8-шнек; 9-основание.
Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения
изготавливают из серого чугуна, насосов коррозионностойкого исполнения из
модифицированного чугуна типа «нирезист». Рабочие колеса насосов обычного
исполнения могут изготавливаться из полиамида.
Рисунок 2.5 - Погружной электродвигатель
-крышка; 2-головка; 3-пята; 4-подпятник; 5-пробка; 6-обмотка статора; 7
втулка; 8-ротор; 9-стотор; 10-магнит; 11-фильтр; 12-колонка; 13-кабель с
наконечником; 14-кольцо; 15-кольцо уплотнительное; 16-корпус; 17,18-пробка.
Насосы в износостойком исполнении отличаются использованием более твердых
и износостойких материалов в парах трения, установкой промежуточных радиальных
подшипников по длине насоса, использованием рабочих органов насосов двухопорной
конструкции и др.
Погружные электродвигатели (ПЭД) маслозаполненные трехфазные асинхронные
короткозамкнутые в обычном и коррозионностойком исполнениях являются приводом
погружного ЭЦН (рис.2.5). Двигатели предназначены для работы в среде пластовой
жидкости с температурой до 110°С, содержащей: механические примеси;
сероводород; свободный газ.
Двигатель заполняется специальным, маловязким, высокой диэлектрической
прочности маслом, служащим как для охлаждения, так и для смазки.
Гидрозащита ЭЦН предназначена для предотвращения проникновения пластовой
жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема
масла во внутренней полости в зависимости от температуры электродвигателя и
передачи крутящего момента от вала ПЭД к валу насоса.
Разработано два варианта конструкций гидрозащит для двигателей
унифицированной серии: открытого типа - П92, ПК92, П114, ПК114 и закрытого типа
- П92Д, ПК92Д, (с диафрагмой) П114Д, ПК114Д.
Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого исполнения. В
обычном исполнении гидрозащита покрыта грунтовкой ФЛ-03-К ГОСТ 9109-81. В
коррозионностойком исполнении гидрозащита имеет вал из К-монеля и покрыта
эмалью ЭП-525, IV, 7/2 110°С.
Гидрозащита открытого и закрытого типа показана на рисунке 2.6.
Кабельная линия УЭЦН состоит из основного кабеля и присоединенного к нему
удлинителя с муфтой кабельного ввода. В качестве основного используют кабель
марки КПБП (кабель полиэтиленовый бронированный плоский) или КПБК (круглый), в
качестве удлинителя - плоский кабель (рис.2.7). Поперечное сечение жил
основного кабеля равно 10, 16 и 25 мм2, а кабельного удлинителя- 6 и
10 мм2.
Рисунок 2.6 - Гидрозащита открытого типа ПК92
А - открытая; Б - закрытая; 1 - головка; 2 - верхний ниппель; 3 - корпус;
4 - средний ниппель; 5 - нижний ниппель; 6 - основание; 7 - вал; 8 - торцевое
уплотнение; 9 - соединительная трубка; 10 - диафрагма.
Рисунок 2.7- Кабель круглый КПБК и плоский КПБП:
- жила; 2 - изоляция; 3 - оболочка; 4 - подушка; 5 - броня
Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения ротора
насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках (возможно
использование для определения герметичности колонны НКТ).
Сливной клапан служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме
установки из скважины и для облегчения глушения скважины.
Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свободный газ на приеме
насоса от 15 до 55%, используется газосепаратор.
Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску на фланце обсадной
колонны НКТ с погружным агрегатом и кабелем, герметизацию труб и кабеля, а
также отвод откачиваемой жидкости в выкидной трубопровод, уравновешиванием
давления в коллекторе с затрубным пространством. Наземное оборудование
включает: станцию управления (или комплектное устройство) и трансформатор. Станция
управления или комплектное устройство обеспечивает возможность как ручного, так
и автоматического управления. На станции управления установлены приборы,
регистрирующие работу электронасоса и отключающие установку при нарушении ее
нормальной работы, а также при неисправности кабельной линии. Трансформатор
предназначен для подачи необходимого напряжения на обмотки статора погружного
электродвигателя с учетом падения напряжения в кабельной линии в зависимости от
глубины спуска электронасоса.
2.4 Анализ причин ремонтов скважин с УЭЦН в условиях
Хохряковского месторождения
Скважины, оборудованные УЭЦН, в условиях Хохряковского
месторождения, как и на всех других месторождениях Западной Сибири, работают в
осложненных условиях. Такой фонд составляют скважины, которые относят к
часторемонтируемому фонду скважин (ЧРФ).
На рис.2.8 представлена диаграмма изменения
часторемонтируемого фонда скважин в составе осложненного фонда скважин.
Рисунок 2.8 - Доля часторемонтируемого фонда скважин в
осложненном фонде скважин УНП-1
Как видно из диаграммы (рис.2.8), в ОАО «ННП» основными
осложняющими факторами являются: механические примеси, отложения солей,
незначительные отложения АСПО, а также скважины, подверженные коррозии
подземного оборудования.
Как видно из диаграммы, в 2008 году доля ЧРФ неуклонно
растет, начиная с января 2009 года - с 46 скважин в январе 2009 года до 80
скважин в июне того же года.
Фонд скважин, работающих без осложнений, составляет на июнь
2009 года всего 18 скважин. Из всех видов осложнений, проявляющихся на
Хохряковском месторождении, самое большее количество - 54 скважины - составляют
механические примеси, выносимые из пласта с добываемой жидкостью. Этот вид
осложнений растет с каждым годом, что видно из диаграммы.
Коррозионный фонд скважин на тот же период составляет всего 6
скважин, а скважин, осложненных АСПО, из всего осложненного фонда по УНП-1 две.
Из анализа представленной диаграммы можно сделать вывод, что
основным видом осложнений является вынос механических примесей.
На следующей диаграмме (рис.2.9) показано количество отказов
УЭЦН после ГРП. Из рисунка видно, что за период с января 2008 г. по июнь 2008
года было проведено 176 скважино-операций, причем за последний период
количество ГРП уменьшилось - в июне произведено всего 7 операций по ГРП.
Рисунок 2.9 - Отказы УЭЦН после ГРП
При этом количество отказов скважин, оборудованных УЭЦН,
после проведенного ГРП изменяется неравномерно и падает с апреля месяца с 22
отказов до 12 в июне. Количество отказов на 1 ГРП приходится по последним данным
1,7.
На следующей диаграмме (рис.2.10) приведено распределение
отказов УЭЦН по различным узлам за 2 полугодие 2009 года. Как видно из
диаграммы основными причинами отказов явились: кабель- 30%; удлинитель- 24%;
ПЭД -17%; ЭЦН - 21%; гидрозащита - 6%; муфта кабельного ввода - 2%; НКТ-2% и 9%
составили прочие отказы.
Из анализа диаграммы можно сделать вывод о том, что самыми
частыми причинами отказов стали неисправность кабеля, удлинителя, погружного
электродвигателя и самого насоса.
Рисунок 2.10 - Распределение преждевременных отказов УЭЦН по
отказавшим узлам
Если рассмотреть причины выхода из строя основных узлов
погружного оборудования УЭЦН, то видно, что основной причиной всех отказов
является вынос механических примесей (рис.2.11).
Рисунок 2.11 - Причины преждевременного выхода из строя ЭЦН
Причинами преждевременного выхода из строя погружного
электроцентробежного насоса в первую очередь являются:
· вредное влияние механических примесей,
приводящее к износу и отказу рабочих органов ЭЦН -23%;
· некачественный вывод на режим (16%);
· в два раза меньшее количество отказов
произошло по причине неправильного подбора оборудования УЭЦН к скважине (8%);
· некачественный монтаж УЭЦН, некачественный
ремонт ЭПУ, а также некачественные СПО вместе с коррозией оборудования
составляют примерно по 6-7 % каждого;
· небольшое количество ЭЦН отказало по
причине скрытого дефекта и заводского брака - примерно 4-6%;
· среди прочих причин отказов ЭЦН - вредное
влияние газа, выработка ресурса и неустановленные причины -8%.
.5 Мероприятия по увеличению наработки на отказ УЭЦН в ОАО
«ННП»
Для устранения причин отказов УЭЦН необходимо предпринять
следующие мероприятия:
1. Использование защитных приспособлений на приеме ЭЦН
от мехпримесей.
2. Применение износостойких погружных насосов и рабочих
органов ЭЦН.
. Систему контроля и диагностики работы скважин в
осложненных условиях.
Рассмотрим некоторые из них.
.5.1 Использование станций управления «Электон - 05»
Для снижения отказов и потерь, а также для обеспечения
наиболее полного контроля и диагностики работы скважин, оборудованных УЭЦН, в
последнее время широко применяется связка - ТМС (телеметрическая система) - ЧПС
(частотный преобразователь скорости). Применением ЧПС позволит производить
вывод на режим скважин со сложными условиями эксплуатации. Постепенно повышая
частоту тока, можно добиться повышения отбора жидкости, что приводит к росту
притока и наоборот.
Преобразователи частоты семейства ПЧ-ТТПТ-ХХХ-380-50-1-УХЛ1
предназначены для регулирования частоты вращения трехфазных асинхронных
двигателей (АД) с короткозамкнутым или фазным ротором распространенных
общепромышленных серий.
Внешний вид СУ серии «Электон-05» показан на рисунке 2.12.
СУ обеспечивает работу привода в нескольких режимах:
1. ручное управление частотой вращения АД со встроенного
пульта управления (или дистанционного пульта управления);
2. режим самозапуска СУ после восстановления питания;
. плавный разгон АД с заданным темпом;
. разгон по предельным (заданным) значениям токов фаз
АД;
. плавное торможение АД;
. торможение АД по предельному значению напряжения в
звене постоянного тока;
. режим автоматического поддержания значения
технологического параметра (давления, температуры, уровня, и т.д.);
. компенсацию колебаний скольжения при работе АД на механизм
с большими моментами инерции;
. режим автоматического управления технологическим
параметром в зависимости от времени суток;
. работа под управлением по каналу RS-232;
. работа с ослаблением поля при скоростях вращения
выше номинальной.
Характеристики СУ «Электон-05» различных мощностей приведены
в таблице 2.2.
Таблица 2.2 - Характеристики СУ различных мощностей.
|
Обозначение типа станции управления
|
Обозначение основного конструкторского
документа
|
Номинальный выходной ток, А
|
|
ПЧ-ТТПТ -160-380-50-5-УХЛ1
|
ЦТДК 016
|
160
|
|
ПЧ-ТТПТ -250-380-50-5-УХЛ1
|
ЦТДК 016-01
|
250
|
СУ должны эксплуатироваться (климатическое исполнение УХЛ,
категория размещения 1) при следующих условиях:
температура окружающей среды от -45°С до +40°С;
относительная влажность окружающей среды не более 75% при
температуре +15 °С;
окружающая среда не взрывоопасна, не содержит токопроводящей
пыли, агрессивных паров и газов в концентрациях, разрушающих металлы и
изоляцию.
Применение станций управления с частотным преобразователем
позволяет:
а) плавно запустить установку, уменьшая пусковые токи, менять
направление вращения ПЭД без полной остановки привода, на пониженных частотах
обеспечивать щадящие режимы работы для кабеля и двигателя;
б) добиться снижения депрессии на пласт путем ограничения (и
сведения к минимальной) производительности насоса;
в) производить вывод на режим автоматически по заданной
программе плавным увеличением частоты в период времени , снижая возможность
залпового выброса твердых частиц;
г) производить запуск заклинившей установки методом отбивки в
обоих направлениях вращения с различными настройками параметров привода.
2.5.2 Применение коррозионностойких рабочих колес ЭЦН
Большинство из вышеперечисленных проблем по выносу механических
примесей, а также коррозии оборудования возможно решить, применяя ступени для
ЭЦН в износостойком исполнении. Главная идея заключается в том, что рабочее
колесо (рис.2.13,а) и проточные каналы направляющего аппарата (рис.2.13,б)
выполнены из полимерных композиционных материалов (ПКМ). Учитывая вероятность
возникновения высоких температур и работы в агрессивных средах, были выбраны
соответствующие теплостойкие, химически стойкие ПКМ.
Рабочие колеса, изготовленные из композиционных материалов на
основе полимеров, имеют следующие преимущества по сравнению с чугунными
аналогами:
· Повышенная коррозионная стойкость.
· Высокая чистота проточных каналов, низкая
адгезия материала, обеспечивающие низкое солеотложение и засорение проточных
каналов твердыми механическими примесями.
· Малый вес (примерно в 6 раз меньше
чугунных колес) обеспечивает уменьшение массы ротора, а вследствие уменьшается
пусковой ток, уменьшаются центробежные силы, изгибающие вал.
· Низкое солеотложение и малый вес уменьшают
дисбаланс и радиальные вибрации ротора, а, следовательно, уменьшает износ
втулок защитных вала, опорных поверхностей направляющих аппаратов, уменьшается
вероятность «полетов» насоса.
· Чистота проточных каналов, низкая адгезия
материала, малый вес обеспечивают увеличение КПД на 3-5%.
· Низкая стоимость.
3. РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ
.1 Расчет и подбор оборудования УЭЦН к скважине № 176 куст № 302
УНП-1
Таблица 3.1- Исходные данные
|
Параметры
|
Значения
|
|
1.Пластовое давление, Рпл, МПа
|
20
|
|
2.Дебит скважины, Q,т/сут
|
78
|
|
3.Коэффициент продуктивности скважины, Кпр.,
т/сут· МПа
|
25
|
|
4.Плотность нефти, ρн, кг/м3
|
840
|
|
5.Плотность газа, ρ г, кг/м3
|
1,04
|
|
6.Газовый фактор, Г, нм3/ м3
|
79
|
|
7.Плотность воды,ρв , кг/м3
|
1009
|
|
8.Обводненность нефти, nв, доли ед.
|
0,45
|
|
9.Объемный коэффициент, в
|
1,306
|
|
10.Глубина скважины, Н, м
|
2263
|
|
11.Ускорение свободного падения,g, м/с2
|
9,8
|
|
12.Внутренний диаметр НКТ, dвн, дюймы
|
2,5
|
|
13.Устьевое давление, Ру, МПа
|
1,1
|
|
14.Давление насыщения, Рнас., МПа
|
10,9
|
|
15.КПД насоса, доли ед.
|
0,51
|
. Определяем забойное давление по управлению притока жидкости к скважине
(3.1)
|
где
|
Рпл
|
-
|
пластовое давление, МПа;
|
|
Q
|
-
|
дебит скважины, т/сут;
|
|
К
|
-
|
коэффициент продуктивности скважины, т/сут МПа
|
2. Определяем оптимальное давление на приеме насоса, исходя из условия
Ропт.пр. = 2,5 ÷ 3 МПа при n ≥ 50%
Ропт.пр. = 3 ÷ 4 МПа при n ≤ 50%
Принимаем оптимальное давление на приеме насоса равным 4 МПа.
. Определяем плотность нефтяной эмульсии скважины
(3.2)
|
где
|
ρн
|
-
|
плотность нефти, кг/м3;
|
|
ρг
|
-
|
плотность газа, кг/м3;
|
|
Г
|
-
|
газовый фактор, нм3/м3;
|
|
ρb
|
-
|
плотность воды, кг/м3;
|
|
n
|
-
|
обводненность нефти, доли ед.;
|
|
b
|
-
|
объемный коэффициент.
|
. Определяем глубину спуска насоса
|
  м(3.3)
|
|
|
где
|
Pзаб
|
-
|
забойное давление, МПА;
|
|
|
Pопт.пр
|
-
|
оптимальное давление на приёме, МПА.
|
|
5. Определяем работу газа при подъеме жидкости в НКТ:
|
 м(3.4)
|
|
|
где
|
Двн
|
-
|
внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
|
|
Г
|
-
|
газовый фактор, м3/т;
|
|
Pу
|
-
|
давление на устье, МПа;
|
|
Pнас
|
-
|
давление насыщение, МПа;
|
|
n
|
-
|
обводненность нефти, доли единиц.
|
|
|
|
|
|
6.Определяем требуемое давление насоса:
|
 (3.5)
|
|
|
где
|
L
|
-
|
глубина спуска насоса, м;
|
|
ρсм
|
-
|
плотность нефтяной эмульсии, кг/м³;
|
|
Pопт.пр
|
-
|
оптимальное давление на приёме, МПа;
|
|
Pу
|
-
|
давление на устье, МПа;
|
|
Pнас
|
-
|
давление насыщение, МПа;
|
|
n
|
-
|
обводненность нефти, доли единиц.
|
|
|
|
|
|
.Определяем требуемый напор насоса:
|
  (3.6)
|
|
. Определяем необходимое исполнение насоса в зависимости от содержания
механических примесей и химически активной коррозийной среды. Так как
содержание механической примеси меньше 70 мг/л и среда коррозионно неактивна,
то исполнение насоса выбираем обычное.
9.
Нном = 1575 ≥ 
= 1367 Qном = Qнт; hн = max;
Q - 80 = 78; hн = 51,5%.
.
Выбираем комплектующее оборудование УЭЦН:
установка
УЭЦНМ5 - 80 - 1550;
насос
УЭЦНМ5 - 80 - 1550;
газосепаратор
1МНГ5;
двигатель
ПЭДУ45-103В5;
трансформатор
ТМПН-10013-7341 (УХП1) = 1,17 кВ;
станция
управления КТППН-100110-82УХП1 = 61 10 кВ;
гидрозащита
П92;
кабель
КПБП 3 х 16.
11. Проверяем соответствие мощности двигателя условием:
|
  (3.7)
|
|
|
|
|
|
|
где
|
ηн
|
-
|
КПД насоса, доли единиц;
|
|
ρсм
|
-
|
плонтость эмульсии, кг/м3.
|
|
|
|
|
|
Так как Nдв > Nр; (45кВт > 26,4кВт), следовательно, погружной
электродвигатель выбран верно.
12.Определяем необходимую минимальную длину кабеля:
|
Lкаб = L + 1 = 2047 + 50 = 2097 м
|
(3.8)
|
12. Проверяем возможность спуска агрегата в скважину, исходя из
условия: Дmax < Дэ.к
|
  < 168 мм(3.9)
|
|
|
где
|
h
|
-
|
толщина кабеля h = 13,1
|
|
S
|
-
|
1 мм
|
|
|
|
|
|
13. Корректируем число рабочих ступеней насоса:
|
  (3.10)
|
|
|
где
|
Z
|
-
|
Табличное значение количества ступеней ЭЦН, равное 320
|
|
|
|
|
В соответствии с условиями откачки, 38,4 рабочих ступени необходимо
снять.
Вывод: по промысловым данным, произведенному расчёту и подбору
оборудования ЭЦН, выбранный насос соответствует условиям работы данной
скважины.
4. ОХРАНА ТРУДА
.1 Общие вопросы по охране труда
Способ доставки рабочих к месту работы осуществляется вахтовым автобусом.
Каждый производственный объект, где находится обслуживающий персонал,
оборудован телефонной (радиотелефонной) связью с диспетчерским пунктом или
руководством участка, цеха, предприятия.
Питьевая вода для рабочего персонала доставляется либо автоцистернами,
либо используется вода артезианских скважин. В цеха и на базах имеются свои
столовые, которые обслуживают рабочих.
На рабочем месте, в цехах, обязательно имеются бытовки, где можно
переодеться, укрыться от непогоды и отдохнуть в обеденный перерыв. Эти бытовки
оснащены отоплением, сушилками и искусственным освещением.
У каждого рабочего имеются свои средства индивидуальной защиты
(спецодежда по сезонам, каска, респиратор, наушники, защитные очки и др.)
Условия труда при производстве носят вредный характер, поэтому всем рабочим
осуществляется выдача молока и доплата к заработной плате за вредность.
.2 Мероприятия по охране труда при работе УЭЦН
Перед запуском скважины с УЭЦН проверить исправность наземного
оборудования:
на устьевой арматуре - обратный клапан и задвижки, патрубок для
эхолотирования со свободным доступом к нему, пробоотборный кран на выкидной
линии, и др.;
работоспособность замерной установки «Спутник»;
На момент запуска установки в эксплуатационном паспорте УЭЦН (далее по
тексту - ЭП) должны быть заполнены все строки разделов I, II, III.
Запуск и вывод на режим скважины с УЭЦН осуществляется бригадой в
составе:
оператор по добыче нефти, оператор по исследованию;
электромонтер ЭПУ (с разрядом не ниже 4-го).
Оператор по добыче нефти выполняет все необходимые операции с устьевой
арматурой, коллектором, АГЗУ «Спутник», обеспечивает контроль за величиной
подачи из скважины и передачу данных диспетчеру (технологу) НП.Электромонтер
ЭПУ обеспечивает нормальное функционирование, работоспособность и настройку
защиты станции управления, ТМПН.
Контроль изменения уровня жидкости в затрубном пространстве скважин
производит оператор по исследованию, или оператор НП, или электромонтер ЭПУ,
или лицо, совмещающее эти профессиии в зависимости от принятой организации
работ в НГДП.
Ответственность за вывод на режим, своевременное отключение насосной
установки при нештатных режимах, либо запуск при неготовности оборудования
(неисправность АГЗУ «Спутник», негерметичность задвижки, обратного клапана на
затрубье и др.) несет технологическая служба НП.
Решение о способе вывода на режим или остановке насоса для устранения
выявленных неполадок принимает ведущий технолог НП. К выводу скважин на режим
от частотного преобразователя допускается персонал, специально обученный
согласно утвержденной программе и прошедший проверку знаний.
К работам по подключению-отключению силовых и погружных кабелей,
обслуживанию привода частотного преобразователя, а также производству
электроизмерений допускается обученный работам с ЧП электротехнический персонал
не моложе 18 лет, имеющий группу по электробезопасности не ниже IV. После
измерения сопротивления изоляции системы «кабель-ПЭД» снимать остаточный заряд
со всех жил кабеля.
Подключение погружного кабеля производится при отключенном частотном
преобразователе. Включение частотного преобразователя без заземления
запрещается. При работе частотного преобразователя неэлектротехническому
персоналу запрещается открывать двери шкафа управления, нагрузочного фильтра и
крышки трансформатора.
При выполнении каждого вида работ на объектах нефтегазодобывающих
предприятий существуют потенциально опасные и вредные производственные факторы,
которые можно подразделить на физические, химические, биологические и
психофизиологические.
К группе физических опасных и вредных производственны факторов следует
отнести попадания конечностей во вращающиеся и движущиеся части машин и
механизмов; опасность падения с высоты при обслуживании агрегатов, поднятых над
уровнем земли; загазованность воздуха рабочей зоны выхлопными газами, вибрация,
шум и т. д.
К группе химических опасных и вредных производственных факторов относят
такие как: раздражающее действие на слизистые оболочки глаз и верхних
дыхательных путей парами кислоты; попадание химреагентов на тело, что может
вызвать раздражение, тяжёлые химические ожоги тела, отравление.
5. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
.1 Общие вопросы по охране окружающей среды
Добыча нефти и газа в той или иной степени воздействует на земную
поверхность, растительность, водные источники, воздушные бассейны. Справедливо
считать, что нефтяная промышленность - один из основных потенциальных
источников загрязнения окружающей среды. Разлив нефти на устье скважины и
прискважинной площадке возможен через неплотности в устьевой арматуре и
соединениях труб, особенно при освоении скважин свабированием.
При добыче нефти основными источниками выбросов загрязняющих веществ
являются:
– факелы сжигания попутного газа;
– резервуары хранения нефти;
– насосы транспорта нефти.
Основные загрязняющие вещества:
– окись азота,
– окись углерода,
– углеводороды,
– сажа.
В аварийных ситуациях наиболее опасны залповые выбросы нефти при
фонтанировании скважин и равные им по величине выбросы при порыве выкидных
линий. Фонтанные разливы локализуются, в основном, в пределах обваловки кустов.
Размеры кустовой площадки и высота обваловки позволяют задержать
распространение загрязнения за ее пределы.
5.2
Мероприятия по охране окружающей среды в ОАО «Нижневартовское
нефтегазодобывающее предприятие»
Для уменьшения загрязнения окружающей среды на нефтяных и газовых
промыслах предусматривают различные технологические и
организационно-технические мероприятия. К основным таким мероприятиям относят:
– правильный выбор материала для оборудования, трубопроводов и
арматуры;
– герметизация систем добычи, транспорта и промысловой подготовки
газа и газоконденсата;
– применение систем автоматизации, обеспечивающих аварийное
отключение оборудования и установок без разгерметизации оборудования;
– применение в качестве топлива и для технологических нужд газа,
прошедшего осушку и сероочистку;
– применение закрытой факельной системы для ликвидации выбросов
сероводорода при продувке скважин, трубопроводов, при ремонте с последующим его
сжиганием в факелах; уменьшение продолжительности продувок.
Охрана воздушной среды.
Осуществляется полная герметизация всей системы сбора и транспортировки
нефти и газа; соблюдение технологических регламентов и правил технической
эксплуатации всех частей системы нефтедобычи. Установлены перепускные газовые
клапаны в устьевой арматуре скважин. Внедряются методы освоения скважин с
минимальным выбросом веществ в атмосферу. Проводится 100-процентный контроль
сварных соединений при строительстве трубопроводов.
Охрана пресных вод.
и 
коллекторские
свойства ухудшаются от нефтяной части пласта к водной.
(скважины
№5, 6, 7, 9, 11, 12, 16) и пласта ЮВ2 (скважины № 56р, 295).