Материал: Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

уравнения (9.88) при использовании формул (9.89) и (9.90) гра­ фоаналитическим методом или путем последовательных прибли­ жений находят р3 или Q. Затем по формуле (9.89) вычисляют tHи из формулы (9.88) при найденном рассчитывают t0. Чтобы избежать неудобств решения трансцендентного уравнения А. С. Вирновский и О. С. Татейшвили, дали приближенное его решение.

На периодическую эксплуатацию целесообразно переводить скважины, характеризующиеся малыми коэффициентами про­ дуктивности, большими пластовыми давлениями, большими диа­ метрами эксплуатационной колонны. Чем больше t„, тем более выгодна периодическая откачка, так как при этом увеличива­ ется время простоя оборудования, а следовательно, экономится электроэнергия и меньше изнашивается оборудование. Чем больше частота ремонтов и стоимость каждого ремонта, тем в большей степени скважина подходит для периодической от­ качки. При наличии зумпфа в скважине можно избежать потерь в добыче нефти, периодически откачивая из него жидкость. В карбонатных пластах для такой же цели создают накопитель­ ные камеры на забое. Перевод на периодическую откачку не ре­ комендуется при обводненности более 80—90 % и содержании песка более 1 %.

По мере износа насоса для поддержания дебита скважины необходимо интенсифицировать режим работы установки за счет запаса подачи и увеличить продолжительность откачки. Насос рекомендуется заменять, когда /0 увеличится в 10—15 раз.

Аналитическое определение режимных параметров обычно не дает надежных результатов (наличие различных осложнений, отсутствие качественных исследований). На практике с по­ мощью динамографа устанавливают момент, когда уровень жид­ кости достигает приема насоса и происходит подсос газа из затрубного пространства. А периоды накопления устанавливают опытным путем, изменяя их продолжительность, чтобы получить приемлемое <р„. Период откачки меняется с помощью автомати­ ческих устройств, включающих и отключающих СК. Их работа может быть основана на разных принципах: а) реле времени (не учтен износ насоса); б) по прекращению подачи; в) косвен­ ное измерение уровня жидкости в скважине; г) динамографическое реле; д) датчики силы и давления и др. При правильно ор­ ганизованной периодической эксплуатации календарный межре­ монтный период по смене насоса увеличивается по сравнению с непрерывной эксплуатацией в 2—3 раза.

§ 9.8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ сквАЖИН ПОГРУЖНЫМИ

ЦЕНТРОБЕЖНЫМИ И ВИНТОВЫМИ ЭЛЕКТРОНАСОСАМИ

Отличительная особенность установок погружного центробеж­ ного (УЭЦН) и винтового (УЭВН) электронасосов — перенос первичного двигателя в скважину к насосу.

Область применения и принципиальная схема УЭЦН

Область применения — это высокодебитные, обводненные, глу­ бокие и наклонные скважины с дебитом 25—1300 м3/сут и вы­ сотой подъема 500—2000 м.

УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НК.Т (рис. 9.13). В зависимости от попе­ речного размера погружного агрегата УЭЦН подразделяют на четыре условные группы 5, 5А, 6 и 6А (табл1.9.2) ..В зависимости от количества агрессивных компонентов, содержащихся в отка­ чиваемой жидкости, насосы установок имеют исполнение обыч­ ное (УЭЦН) и повышенной коррозионно-(УЭЦНК) и износо­ стойкости (УЭЦНИ). Условия применимости УЭЦН по пере­ качиваемым средам: жидкость с содержанием механических примесей для УЭЦН и УЭЦНК не более 0,1 г/л, для УЭЦНИ нс более 0,5 г/л; свободного газа на приеме насоса не более 25 %; сероводорода не более 0,01 г/л и 1,25 г/л для УЭЦНК; воды не более 99 %; водородный показатель (pH) пластовой воды для УЭЦНК в пределах 6—8,5. Температура в зоне размещения электродвигателя не должна превышать 50—90 °С. Установки выпускаются по II группе надежности в климатическом испол-

Рис. 9.13. Установка погруж­

ного центробежного электрона­ соса:

/ — эксплуатационная колонна; 2 — компенсатор; 3 —электродвигатель;

форматор

Таблица 0.2. Техническая характеристика погружных центробежных электронасосов

нении У (для умеренного климата). Для районов с холодным климатом установки комплектуются поверхностным электрообо­ рудованием в исполнении ХЛ1. В качестве примера припадем шифры установок: УЗЭЦН 5-130-1200, У2ЭЦЦИ 6-350-П00 и

1200 — развиваемый напор, м водяного столба; И — износостой­ кое исполнение; К — коррозионно-стойкое исполнение (осталь­ ные обозначения аналогичны).

Погружной агрегат (см. рис. 9.13) включает в себя центро­ бежный электронасос 5, гидрозащиту и электродвигатель $. Он спускается в скважину на колонне НКТ 7, которая подвешива­ ется с помощью устьевого оборудования 11, устанавливаемого на колонной головке эксплуатационной колонны 1• Электроэнер­ гия от промысловой сети через трансформатор 14 и станцию уп­ равления 13 по кабелю 8, прикрепленному к наружной поверх­ ности НКТ крепежными поясами 9 (хомутами), подается на электродвигатель 3, с ротором которого связан вал центробеж­ ного электронасоса 5 (ЭЦН). ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровой кла­ пан 6, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над об­ ратным клапаном — спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. ЭЦН — это погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый электронасос. В корпусы секций вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные на валу рабочие колеса и направляющие аппараты. Число сту­ пеней колеблется в пределах 127—413. Снизу р корпус ввинчи­ вают основание насоса с приемными отверстиями и фильтрсетку, через которые жидкость из скважины поступает в насос. В верхней части насоса находится ловильная головка с обрат­ ным клапаном, к которой крепятся НКТ.

В качестве привода насоса используется погружной, трех­ фазный, асинхронный с короткозамкнутым многосекционным ро­ тором вертикального исполнения, маслонаполненный электро­ двигатель ПЭД. Обмотка статора соединяется с колодкой ка­ бельного ввода, расположенного в головке.

Гидрозащита состоит из протектора 4, который устанавли­ вается между ЭЦН и ПЭД, и компенсатора 2, присоединяемого к основанию ПЭД. Они обеспечивают смазку и защиту ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости.

С поверхности до погружного агрегата протягивают питаю­ щий, полиэтиленовый (изоляция в один или два слоя), брони­ рованный (эластичная стальная оцинкованная лента) круглый кабель (типа КПБК), а в пределах погружного агрегата — плоский (типа КПБП). Переход от круглого кабеля к плоскому сращивается горячим способом в пресс-формах. Строительная длина кабеля составляет 800—1800 м. Излишек кабеля после

спуска агрегата оставляется на кабельном барабане 12. Потерн напряжения в кабеле составляют 25—125 В на 1000 м. Станция управления 13 обеспечивает включение и отключение установки при ручном и автоматическом управлении, самозапуск после по* явления исчезнувшего напряжения и аварийное отключение (перегрузки, короткое замыкание, колебания давления, отсутствие притока в насос и др.). Трансформатор 14 повышает напряже­ ние подачи электроэнергии от напряжения промысловой сети (380 В) до напряжения питающего тока в Г1ЭД (350—6000 В) с учетом потерь напряжения в кабеле.

Оборудование устья типа ОУЭ обеспечивает муфтовую под­ веску НК.Т, герметизацию устья (вывод кабеля и НК.Т), подачу продукции и регулирование режима эксплуатации, отвод затрубного газа через обратный клапан 10 в линию нефтегазосбора и возможность проведения различных технологических операций. Герметичность вывода кабеля и НК.Т достигается с помощью разъемного конуса, вставляемого в крестовину, резинового уп­ лотнения и фланца. Для этих же целей используется также фон­ танная арматура АФК.1Э-65Х 140.

С целью увеличения дебита и высоты подъема, уменьшения металлоемкости УЭЦН были разработаны беструбные кон­ струкции с применением грузонесущего (100 кН) кабеля-каната, например УЭЦНБ 5А-250-1050, где Б обозначает беструбную ус­ тановку. В скважине размещаются снизу вверх насос, гидроза­ щита и электродвигатель. Это позволило увеличить диаметр по­ гружного агрегата и соответственно напор, развиваемый одной ступенью, почти в 2 раза. С помощью НК.Т, штанг или троса в скважину спускается и закрепляется на внутренней стенке эксплуатационной колонны шлипсовый пакер. На кабеле-канате спускается погружной агрегат и сажается в седло пакера. На устье кабель-канат герметизируется в сальнике арматуры. Жид­ кость подается по обсадной колонне на поверхность. В данной конструкции сложной является борьба с песком, отложениями парафина.

Влияние газа и вязкости жидкости на рабочие характеристики ЭЦН

При подборе УЭЦН к скважине руководствуются паспортной (заводской) характеристикой насоса—зависимостями напора Н, потребляемой мощности N и коэффициента полезного действия •р от подачи Q насоса (рис. 9.14). Ее получают усреднением ре­ зультатов испытаний нескольких насосов установочной партии на воде. Вероятная характеристика работы насоса в конкретной скважине может существенно отличаться от паспортной вслед­ ствие качества изготовления насоса, отличия вязкости откачи­ ваемой жидкости от вязкости воды и наличия в продукции сква-