Кагарманов И.И. Учебное пособие по добычи нефти

Подождите немного. Документ загружается.

в трех положениях, а также наличие и состояние резиновых

уплотнительных колец

Плоский удлинитель кабеля должен быть закреплен поясами на

расстоянии 300 - 350 мм от каждого фланцевого соединения узлов, а

также посредине насоса, при этом "замок" крепежного пояса должен

располагаться в " тени ", не увеличивая габарит насосного агрегата.

Сростка удлинителя кабеля на НКТ фиксируется двумя крепежными

поясами на расстоянии 300-350мм от сростки.

Затяжку резьбовых соединений фланцев узлов насоса необходимо

производить с моментом 5,5

0,27 кг.м (усилие 35-39кг на ключе длиной

15см), не допуская чрезмерного усилия и поломки крепежа и инструмента.

Установить обратный сливной клапаны над насосным агрегатом.

Производится запись в эксплуатационный паспорт УЭЦН замечаний

по электроизмерениям, трансмиссии, работе бригады ПРС, и др..

Спуск УЭЦН в скважину

Глубиной спуска УЭЦН, указанной в

эксплуатационном паспорте, является зона

приема насоса.

Перед началом спуска все члены бригады,

участвующие в процессе спуска, должны быть

ознакомлены (проведен инструктаж с записью в

журнале регистрации инструктажей на рабочем

месте) с картой спуска УЭЦН. Скорость спуска не

должна превышать 0,25 м/сек (~35 сек на 1 НКТ), а

при прохождении УЭЦН через отмеченные в

плане работ участки кривизны с темпом набора

более 30' на 10 метров, скорость не должна быть

выше 0,1 м/сек (1 НКТ примерно за 1,5 минуты).

Ограничения по темпу кривизны установлены по

траектории спуска (проходимость установки при

спуске, определяется шаблонированием) не более

на 10 метров и по месту установки насосного

агрегата (условия работы) не более 3' на 10

метров.

Проворачивание УЭЦН и колонны подвески при

спуске в скважину недопустимо, для этого

крюкоблок подъемника должен быть застопорен

от вращения.

Кабельный ролик должен быть подвешен на мачте

подъемного агрегата при помощи цепи или на

специальной канатной подвеске. Размотка кабеля

с барабана должна быть механизирована.

Барабан и кабельный ролик по отношению к устью

скважины должны быть установлены в одной

вертикальной плоскости.

Рис.5.12. На второй или третьей трубе

устанавливается обратный клапан

Рис.5.13. Оборудование устья скважины.

Герметизация кабельного ввода.

Рис.5.14. После окончания спуска

замеряется сопротивление изоляции

УЭЦН (не менее 5 МОм)

Кабель при спуске не должен касаться элементов конструкции мачты

подъемного агрегата. При спуске кабель от автонаматывателя до устья

должен быть постоянно провисшим под собственной тяжестью, но при

этом не допускается волочение кабеля по земле.

При свинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны

с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.

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.

Обратный клапан в сборе со шламоуловителем устанавливается над

УЭЦН через 2-3 НКТ.

Сбивной клапан установить на третьей НКТ (2.5“) выше установки, сам

сбивной ввертыш должен быть изготовлен из бронзы или стали и

загерметизирован в отверстии корпуса клапана резиновым (свинцовым)

кольцом.

Через каждые 200 м спуска, проверяется сопротивление изоляции УЭЦН

мегомметром (напряжение не менее 1000 вольт). При снижении

сопротивления изоляции ниже 1 МОм необходимо прекратить спуск,

представитель «ЭПУ-Сервис» принимает решение о возможности

дальнейшего спуска или необходимости подъема установки.

После окончания спуска замеряется сопротивление изоляции УЭЦН (не

менее 5 МОм) до и после герметизации сальникового ввода. Свободный

конец брони кабеля закрепляет под гайкой устьевой арматуры на нижнем

фланце и затягивает, прокладывает кабель от устья до станции

управления или клеммной коробки. Заполняет эксплуатационный паспорт

с указанием количества спущенных НКТ, глубины подвески (по мере труб)

и длины кабеля (расположенного вдоль насоса и подвески), вызывает

представителя «ЭПУ-Сервис» и цеха добычи нефти для пробного запуска.

Приложения

Приложение 1. Скрепер

Скрепер предназначен для очистки внутренней поверхности обсадных

или насосно-компрессорных колонн от перфорационных заусенцев,

ржавчины, цементной корки, парафина и других отложений.

Скрепер представляет собой неразъемный трубчатый корпус, на

верхнем и нижнем концах которого, выполнены муфтовая и ниппельная

присоединительные резьбы. В продольных пазах корпуса установлены,

с возможностью радиального перемещения, шесть лезвий плашечного

типа с износостойкой закаленной поверхностью режущих кромок.

Усилия, прижимающие лезвия к поверхности очищаемой трубы,

создаются за счет действия сжатых пружин (по три пружины на одно

лезвие). Лезвия располагаются на корпусе в два яруса, по три штуки в

каждом, обеспечивая очистку периметра внутренней поверхности

трубы. В пазах корпуса лезвия удерживаются разрезным кольцом,

закрепленным четырьмя винтами.

Очистка колонны производится в процессе спуска скрепера в скважину

на бурильных или насосно-компрессорных трубах, при этом лезвия,

скользя по очищаемой поверхности, срезают неровности и загрязнения.

Приложение 2. Желонка гидростатическая ЖГС

Желонка гидростатическая ЖГС предназначена для очистки забоев

скважин с низким пластовым давлением от глинистого раствора,

шлама, песка, окалины и мелких предметов без промывки.

Работа желонки осуществляется за счет перепада давления жидкости

между скважиной и статической камерой (3). В качестве статической

камеры используются трубы НКТ-89, что дает возможность

регулировать силу всасывания за счет изменения длины камеры в

полевых условиях.

Статическая камера сверху и снизу перекрыта клапанами 1 и 4.

Открытие камеры осуществляется при срезе срезных винтов 2 и 5.

Усилие среза рассчитано таким образом, чтобы при упоре в забой,

вначале срезался винт (4) нижнего клапана. При этом происходит

всасывание раствора и различных предметов с забоя скважины через

воронку с откидным клапаном (7) в приемную камеру (6). В качестве

приемной камеры (6), также используется НКТ-89.

При дальнейшем спуске желонки происходит открытие клапана 1 (срез

винта 2). При этом статическая камера соединяется со спускаемой

колонной, что предотвращает создание в ней избыточного давления

при подъеме желонки на поверхность.

Удержание содержимого приемной камеры осуществляется за счет

воронки с откидным клапаном (7).

Патрубки телескопического соединения клапанов имеют шестигранный профиль, что

дает возможность передавать крутящий момент до 15 кН*м и применять желонку в

компоновке с фрезерующим или ловильным инструментом.

Использована графика с сайта компании «Сиб Трейд Сервис»

Приложение 3. Размеры НКТ и муфт к ним

Труба гладкая Муфта

Условный

диаметр труб,

мм

Наружный

диаметр, мм

Внутренний

диаметр,

мм

Толщина

стенки,

мм

Масса 1

м, кг

Наружный

диаметр,

мм

Длина, мм

Масса,

кг

60 60.3 50.3 5.0 6.8 73.0 135 1.8

73 73.0 62.0 5.5 9.2 73.0 135 2.5

73 73.0 59.0 7.0 11.4 - - -

89 88.9 75.9 6.5 13.2 108.0 155 4.1

89 88.9 72.9 8.0 16.0 - - -

102 101.6 88.6 6.5 15.2 120.6 155 5.1

114 114.3 100.3 7.0 18.5 132.1 205 7.4

6. ВЫЗОВ ПОДАЧИ И ВЫВОД СКВАЖИНЫ НА РЕЖИМ

Вызов подачи и вывод скважины на режим – важнейший процесс в

работе скважины. Как

правило, если вывод на

режим прошёл без

осложнений, то весь период

эксплуатации насосная

установка работает без

больших проблем. Если

перефразировать слова

Л.Толстого о семье, то - все

хорошо выходящие на режим

скважины, работают хорошо

одинаково, то установки,

имеющие проблемы при

выводе проблематичны

каждая по-своему. Этим 20%

скважин Вам придется

уделять 80% времени.

Почему процесс

вывода на режим является важным?

Главная задача при выводе на режим – это не перегреть двигатель

насоса. С чем это связано? Давайте посмотрим графики работы насоса:

1. В момент запуска скважина заполнена жидкостью глушения,

поэтому насосная установка работает с максимальной подачей и

минимальным напором (см. зеленый график точка1), далее с

постепенной откачкой значение подачи снижается, а напорная

характеристика растет (см.точку 2 и 3). При этом на синем графике

Q – N зависимости подачи от потребляемой мощности видим, что

потреблебляемая мощность максимальная. По графику

зависимости подачи от КПД (красный график) видим, что работа

насоса в «правой» зоне крайне неэффективна. То есть, двигатель

работает с максимальной нагрузкой, что естественно, ведет к

нагреву двигателя и кабеля.

2. Скважина, как уже отмечалось, заполнена жидкостью глушения, с

плотностью, превышающей плотность пластового флюида,

следовательно потребляемая мощность возратет на величину

разности плотностей

∆N

нас

=НQ(ρ

жг

- ρ

фл

)/η, что опять-таки приводит к

интенсивному нагреву двигателя;

3. До момента понижения уровня до значений гидростатического

давления ниже пластового, не происходит притока флюида из

пласта и, следовательно, охлаждения двигателя потоком

скважинной жидкости.

4. Призабойная зона пласта насыщена жидкостью глушения под

действием репрессии и процесса поршневания при

спускоподъемных операциях во время ремонта скважин. Как

правило, жидкость глушения представляет собой водный раствор

3 2 1

Рис.6.1. Технические характеристики насоса УЭЦН5 -125

солей, поэтому мы можем говорить о насыщении призабойной зоны

водой. Насыщение водой может привести к возникновению

«водяных» мостов (см. главу …) т.е. блокированию притока из

пласта и как следствие – перегрев двигателя.

5. Ещё один фактор. Работа насоса в среде жидкости глушения

происходит в более «жестких» условиях, чем при работе в нефтяной

среде, где нефть выступает в качестве смазки подшипников

скольжения в рабочих парах. Большее значение трения вызывает

большее потребление мощности двигателя и следовательно

перегрев.

6. Не следует забывать, что пусковые токи имеют пиковые значения

кратные рабочим. Поэтому включение-выключение установки,

конечно же, нужно сводить к минимуму.

Мы видим, что множество факторов ведут к перегреву двигателя, поэтому

проектирование процесса вывода на режим надо начинать с

проектирования процессов подбора, подготовки оборудования, глушения и

ремонта скважин. Наибольшие риски возникают при тех операциях,

которые проводятся в процессе передачи от одного исполнителя к

другому или выполняются двумя или несколькими подрядчиками. Это

монтаж УЭЦН, глушение, подготовка НКТ, проведение ремонтных работ

(СПО), проведение обработок ПЗП и, конечно же, вывод на режим.

Поэтому современные требования очень высоки в области организации

производства, слаженной работы сервисов и промысла.

Подготовительные работы

Перед началом работ по выводу на режим следует ознакомиться и

записать в карту вывода параметры УЭЦН:

• Тип УЭЦН, напор, тип ПЭД, габарит ПЭД,

• номинальный ток,

• ток холостого хода,

• номинальное напряжение,

• глубину спуска насосной установки (положение приема),

• диаметр НКТ, диаметр эксплуатационной колонны.

проверить исправность наземного оборудования;

произвести опрессовку НКТ на давление указанное в технологическом

регламенте (60 кг/см

После окончания спуска бригада ПРС замеряет сопротивление изоляции

УЭЦН (не менее 5 МОм) до и после герметизации сальникового ввода.

Свободный конец брони кабеля закрепляется под гайкой устьевой

арматуры на нижнем фланце и затягивается, прокладывается кабель от

устья до станции управления или клеммной коробки. Заполняется

эксплуатационный паспорт с указанием меры труб и длины кабеля,

расположенного вдоль насоса и подвески), вызываются представители

«ЭПУ-Сервис» и цеха добычи нефти для пробного запуска.

Перед запуском установки произвести опрессовку НКТ на давление 60

кг/см

. Опрессовка лифта производится агрегатом ЦА-320 в трубное

пространство или насосной установкой при закрытой трубной задвижке.

При опрессовке агрегатом:

• Собрать линию от агрегата к фонтанной арматуре;

• Соединить линию с трубным пространством;

• При закрытой трубной задвижке произвести испытание линии при

давлении 60 кг/см2 в течение 5 минут;

• Открыть трубную задвижку, произвести испытание колонны НКТ;

При опрессовке насосной установкой:

• Закрыть трубную задвижку;

• Включить установку, произвести испытание;

Если в течение 10 минут давление опрессовки не изменилось,

следует считать колонну HKT герметичной.

По итогам опрессовки лифта принимается решение об окончании ремонта.

Составляется акт

Вывод скважины на режим

Замеряется статический уровень.

Фиксируется время запуска, а также время появления подачи на устье.

Определяется производительность насоса.

Определение соответствия работы установки проектному режиму

Правильность вращения установки проверяется по величине подачи

насоса, буферного давления, рабочего тока.

Максимальное время появления подачи рассчитывается из условия, что

уровень жидкости в НКТ может снизиться до статического уровня в

скважине. Время работы насоса для заполнения трубного пространства

НКТ определяется делением объема трубного пространства НКТ до

статического уровня скважины на производительность насоса:

Подача УЭЦН на устье скважины должна появиться через указанное

ниже время после запуска насоса в зависимости от типоразмера

установки, диаметра НКТ и статического уровня при минимальной

производительности насоса, ниже которой эксплуатация УЭЦН

запрещается.

• Произвести замер статического уровня;

• Засечь время включения установки;

• После появления скважинной жидкости на устье скважины

определить время;

• Сравнить фактическое время со значением в таблице,

Например, запущена установка УЭЦН-80, статический уровень составил 385 м;

время появления подачи составило 15 минут. Значит, установка работает в

соответствии с техническими характеристиками.

Объем НКТ

Производительность насоса

Время появления подачи =

При ожидании вызова подачи

УЭЦН-20 несмотря на то, что время

ожидания подачи, указанное в

таблице, не вышло, необходимо через

1 час работы остановить установку

для охлаждения ПЭД не менее, чем на

1 час.

Если за время, указанное в таблице 5.2,

подача не появилась, то дальнейшие

работы по запуску установки

прекращаются. Данный факт

сообщается в ЦДНГ и «ЭПУ-Сервис»

для принятия решения по дальнейшим

действиям и определению причин

отсутствия подачи.

Замеры динамического уровня и

дебита УЭЦН должны производиться

через каждые 15 минут.

После запуска через один час работы УЭЦН отключить установку для

охлаждения электродвигателя на время, указанное в регламенте на

Время появления

подачи на устье после

запуска (минуты) при

статическом уровне (м)

Тип ЭЦН

Минимально

допустимая

производит-ть,

/сут

Диаметр НКТ,

дюйм

100 200 300 400

ЭЦН5-20 14 2,0 21 42 63 83

2,5 31 62 93 124

ЭЦН5-50 35 2,0 9 18 27 36

2,5 13 26 39 52

ЭЦН5-80 56 2,0 5 10 15 20

2,5 8 16 24 32

ЭЦН5-125 87 2,0 3,5 7 10,5 14

2,5 5 10 15 20

ЭЦН5-200 139 2,0 2 4 6 8

2,5 3 6 9 12

ЭЦН5А-250 174 2,0 1,7 3,4 5,1 6,8

2,5 2,5 5 7,5 10

ЭЦН5А-400 258 2,0 1,1 2,2 3,3 4,4

2,5 1,7 3,4 5,1 6,8

ЭЦН5А-500 347 2,0 0,9 1,8 2,7 3,6

2,5 1,3 2,6 3,9 5,2

Скважина заглушена, произведен спуск установки

Установка запущена, идет отбор жидкости глуш

ения.

Производится контроль динамического уровня.

Через час работы остановить установку для охлаждения ПЭД.

Контролируется дин. уровень. Строится КВУ. Определяется

дебит скважины.

Динамический уровень не должен снижаться ниже 300

-400

метров.

Таблица 6.1. Время появления подачи УЭЦН на

устье скважин после запуска

Замеряется статический уров

ень

Включается насос. Определяется динамический уровень. Рассчитывается подача насоса.

Рис. 6.2. Определение

соответствия работы

установки проектному

режиму

Рис.6.3. Вывод скважины на режим

проведение работ.

Произвести замер КВУ (кривая восстановления давления). Замер

восстановления уровня производить через каждые 15 минут.

Определить по результату KBУ приток из пласта. (Приток из пласта

будет равен объему межтрубного пространства между замеренным

динамическим уровнем и восстановившимся уровнем за определенный

период времени). Если уровень остается на прежнем месте, то приток из

пласта отсутствует и, следовательно, отсутствует охлаждение

электродвигателя насоса.

Определение притока по кривой восстановления уровня

Приток из пласта будет

равен объему

межтрубного

пространства между

замеренным

динамическим уровнем и

восстановившимся

уровнем за определенный

период времени.

Если уровень остается на

прежнем месте, то приток

из пласта отсутствует и,

следовательно,

отсутствует охлаждение

электродвигателя насоса.

Например, на скважине с

146мм эксплуатационной

колонной спущена установка

ЭЦН на 73мм НКТ, изменение

уровня за 15 мин составило

70м, следовательно приток из

пласта составляет

56,4м

/сут

Если приток из пласта меньше допустимого (Таблица 2) не

более, чем через час работы установку ЭЦН необходимо остановить на

охлаждение электродвигателя ( минимум 1.5 часа).

Таблица 6.3

Тип ЭЦН:

Q-м

/час:

Э-20

0.83

Э-50

2.1

Э-80

3.3

Э-125

5.2

Э-200

8.3

Э-250

10.4

Э-400

16.7

Э-500

20.8

Q-л/мин 14 35 56 87 139 174 278 347

Т (мин) Снижение динамического уровня (м):

5 5.2 13.2 20.7 32.6 52 65.2 104.6 130.3

10 10.4 26 41 65 104 130 209 261

20 21 53 83 130 210 260 420 520

60 62 158 250 390 625 782 1256 1564

Если приток из пласта больше допустимого, время работы установки

без остановки на охлаждение электродвигателя не ограничивается, при

этом снижение динамического уровня менее 400-500 метров до приема

Поводятся замеры динамического уровня. По разнице уровней производится расчет притока из

пл

ста

Приток из пласта м

/сут.

Экспл. колонна 168 мм. Экспл. колонна 146 мм.

Изменение

уровня в

затрубном

пространстве

за 15 мин., м.

Изменение

давления на

приеме

насоса за 15

мин., кг/см

НКТ 60,3

мм.

НКТ 73

мм.

НКТ 60,3

мм.

НКТ 73

мм.

1 0,1 1,4 1,2 0,9 0,8

2 0,2 2,7 2,5 1,9 1,6

3 0,3 4,1 3,7 2,8 2,4

4 0,4 5,4 4,9 3,7 3,2

5 0,5 6,8 6,1 4,7 4,0

6 0,6 8,1 7,4 5,6 4,8

7 0,7 9,5 8,6 6,5 5,6

8 0,8 10,8 9,8 7,5 6,5

9 0,9 12,2 11,0 8,4 7,2

10 1,0 13,5 12,3 9,3 8,1

20 2 27,1 24,5 18,7 16,1

30 3 40,6 36,8 28,0 24,2

40 4 54,2 49,0 37,4 32,2

50 5 67,7 61,3 46,7 40,3

60 6 81,2 73,6 56,0 48,4

70 7 94,8 85,8 65,4 56,4

80 8 108,3 98,1 74,7 64,5

90 9 121,9 110,3 84,1 72,5

100 10 135,4 122,6 93,4 80,6

110 11 148,9 134,9 102,7 88,7

120 12 162,5 147,1 112,7 96,7

130 13 176,0 159,4 121,4 104,8

140 14 189,6 171,6 130,8 112,8

150 15 203,1 183,9 140,1 120,9

160 16 216,6 196,2 149,4 129,0

170 17 230,2 208,4 158,8 137,0

180 18 243,7 220,7 168,1 145,1

190 19 257,3 232,9 177,5 153,1

200 20 270,8 245,2 186,8 161,2

не допускается. При снижении динамического уровня ниже 400-600

метров до приема насоса УЭЦН необходимо остановить на

накопление.

Откачку жидкости из скважины с контролем восстановления уровня

производить до стабилизации подачи и динамического уровня при

достаточной скорости охлаждения двигателя.

В процессе вывода регулярно контролировать показания дебита,

динамического уровня, токовой нагрузки, напряжения питания,

сопротивления изоляции, буферного и затрубного давлений.

Если приток скважины не обеспечивает минимального дебита, то

освоение ведется периодическим включением насоса. Время работы и

простоя определяется из анализа циклов откачки и восстановления

уровня. Установки производительностью 20-60 м

/сут можно поставить

на периодическую эксплуатацию.

Косвенным показателем нормальной работы УЭЦН служит скорость падения

динамического уровня в скважине (при условии, что пласт не работает, газа нет). На

практике принимаются следующие объемы (м

) 100 метровых участков обсадной

колонны:

§ 5” колонна без НКТ - 1.33 м

;

§ 5” колонна - кольцевое пространство между стенками колонны и

стенками НКТ 2.5” - 0.9 м

§ то же для НКТ 2”-1.05 м

;

§ 6” колонна без НКТ - 1.77 м

;

§ 6” колонна - кольцевое пространство между стенками колонны и

стенками НКТ 2.5”-1.35 м

После охлаждения ПЭД производится запуск УЭЦН в работу. Через 1-2

часа работы УЭЦН устанавливают защиты с учетом показаний приборов.

Заносятся данные в эксплуатационный паспорт и паспорт СУ после чего

пломбируется СУ и передается эксплуатационный паспорт УЭЦН

представителю цеха добычи нефти.

Скважина считается вышедшей на режим работы в том случае, если

дебит ее соответствует рабочей характеристике насоса, динамический

уровень установился на постоянной отметке, объем жидкости отобранной

из скважины, равен двум объемам ее обсадной колонны, но не менее 2-х

объемов использованной при ремонте скважины жидкости глушения.

Работа УЭЦН в периодическом режиме не считается режимной работой.

Особенности вывода на режим с помощью частотного

преобразователя

Современные станции управления комплектуются частотными

преобразователями (вариаторами частоты), которые дают возможность

изменять скорость вращения вала насоса, тем самым, изменяя параметры

работы установки.

Запуск в работу и вывод на режим электропогружных насосов с

применением регулируемого привода позволяет: