Ревизия и комиссионные разборы УСШН

Окончательное решение о подъеме насоса принимает ведущий инженер (старший технолог) ЦДНГ на основе анализа оперативных технологических параметров работы установки с подробным указанием в эксплуатационном паспорте причины остановки или отклонений от установленного режима, приведших к необходимости ремонта.

Остановка скважины для проведения ГТМ производится по согласо­ванию с главным геологом и главным инженером (заместителем главного инженера по технологии) НГДУ.

Все штанговые насосы, поднятые из скважины при подземном ремонте, в обязательном порядке поступают в ЦПП на ревизию.

Расследование причин неэффективного ремонта с установлением ви­новной службы производится комиссией в соответствии с действующими в акционерном обществе регламентирующими документами.

В целях упорядочения расследования неэффективных ремонтов сква­жин с УСШН устанавливаются следующие сроки подъема оборудования из скважин.

При повторных ремонтах (наработка 0–2 суток) оборудование должно быть поднято и предоставлено комиссии в течение текущего месяца после отказа.

При преждевременных отказах (от 2 до 120 суток) оборудование должно быть поднято и предоставлено комиссии также в течение текущего месяца после отказа.

Для расследования причин отказов ШГН создается комиссия из пред­ставителей заинтересованных сторон. Комиссионному разбору подлежат ШГН, отработавшие 120 суток и менее, в т.ч.:

– затянувшийся ремонт скважин, оборудованных ШГН (без наработки);

– повторный ремонт скважин, оборудованных ШГН (наработка до 3 суток);

– преждевременный ремонт скважин, оборудованных ШГН (наработка от 3 до 120 суток);

– скважины часто ремонтируемого фонда.

На ШГН, подлежащих комиссионному разбору, к эксплуатационному паспорту прилагается полный комплект документов, включая данные из НПК «Альфа» (информация по эксплуатации скважины).

По результатам работы председатель комиссии устанавливает соответ-ст вие качества ШГН требованиям стандарта API, определяет причину от­каза в работе, виновную сторону (службу), утверждает акт комиссионного разбора.

ДОБЫЧА НЕФТИ УЭЦН

4.3.1. Общие сведения об эксплуатации скважин,
оборудованных установками электрических погружных
центробежных насосов (УЭЦН)

Установки электрических погружных центробежных насосов от носятся к классу бесштанговых установок и играют в нефтедобыва ющей промышлен­ности России определяющую роль по объему до бываемой нефти. Они предна­значены для эксплуатации добываю щих скважин разной глубины с различными свойствами добываемой продукции: безводная маловязкая и средней вязкости нефть; обводненная нефть; смесь нефти, воды и газа. Естественно, что и эф­фективность эксплуатации скважин УЭЦН может суще ственно различаться, т.к. свойства откачиваемой продукции влия ют на выходные параметры установки.

Кроме того, УЭЦН имеют неоспоримые преимущества перед штанговыми установками не только за счет переноса приводного электродвигателя на за­бой и ликвидации колонны штанг, что су щественно повышает КПД системы, но и за счет значительного диапазона рабочих подач (от нескольких десятков до нескольких сотен м³/сут) и напоров (от нескольких сотен до нескольких тысяч метров) при сравнительно высокой наработке установки на отказ.

Подбор УЭЦН

Подбор типоразмера и комплектации УЭЦН для конкретной скважины, расчет ожидаемого технологического режима работы скважины и пара­метров погружного оборудования производятся как программным комплек­сом, интегрированным в корпоративную базу данных НПК «АЛЬФА», так и по методике, выбранной главным технологом (начальником ПТО) НГДУ и адаптированной к условиям данного месторождения (пласта).

Расчет оптимального режима работы скважины производится геологи­ческой службой НГДУ. По заданным геологом параметрам технологическая служба производит подбор типоразмера УЭЦН и параметров погружного оборудования в ПК «Автотехнолог», адаптированного к условиям место­рождений нефтегазодобывающего управления.

Ответственность за расчет ожидаемого дебита при ожидаемом дина­мическом уровне, достоверность информации и полноту занесения в базу данных НПК «Альфа» результатов исследования скважин несет ведущий геолог ЦДНГ. Ответственность за правильный подбор типоразмера насоса и определение глубины спуска несет технолог ЦДНГ.

При расчетах подбора электропогружного насоса необходимо учитывать:

– использование фактического коэффициента продуктивности, опти­мального отбора жидкости из скважины при соблюдении условия непревы­шения максимально допустимой депрессии на пласт и проектом разработки месторождения;

– удельный вес откачки жидкости глушения при выводе на режим для обеспечения подачи пластовой жидкости при ожидаемых динамиче­ском уровне, буферном давлении и потерях на трение в подъемном лифте и нефтесборном коллекторе до ДНС, работы ЭЦН в зоне оптимального режима (0,8÷1,2 Q_ном);

Техника и технология добычи нефти ^t

- возможность изменения производительности УЭЦН с использованием
станции управления с частотным преобразователем (СУсЧП).

Для скважин с содержанием воды в добываемой продукции более 90% погружение под динамический уровень УЭЦН должно быть не более 400 метров.

Критические дебиты (депрессии) каждой конкретной скважины в во­доплавающих и газонефтяных залежах определяются отделом разработки НГДУ (геологом ЦДНГ) на основании опыта эксплуатации скважин с иден­тичными геолого-техническими характеристиками призабойной зоны.

В месте подвески погружного агрегата кривизна ствола скважины не должна превышать:

- для УЭЦН-5 габарита по формуле: a = 2arcsin ^P^s _:,,

где: а- кривизна ствола скважины в месте подвески УЭЦН, градус/10 м;

S - зазор между внутренним диаметром обсадной колонны и макси­мальным диаметральным габаритом установки, м;

L - длина установки от нижнего торца компенсатора до верхнего торца насоса, м;

- для УЭЦН-5 при диаметре эксплуатационной колонны 146 мм -6 минут на 10 метров, при диаметре эксплуатационной колонны 168 мм -12 минут на 10 метров;

- для УЭЦН-5А при диаметре эксплуатационной колонны 146 мм -3 минуты на 10 метров, при диаметре эксплуатационной колонны 168 мм -6 минут на 10 метров;

- при отсутствии участков с указанной интенсивностью искривления выбирается участок с минимальной для данной скважины ее величиной и согласовывается с главным инженером НГДУ.

При наличии в скважине участков с интенсивностью искривления, пре­вышающей 2⁰/10 м, в недельной заявке от НГДУ должна быть указана не­обходимость комплектации УЭЦН для данной скважины ПЭД с диаметром 103 мм (для ПЭД мощностью до 45 кВт, включительно).

В зоне работы погружной установки отклонение ствола скважины от вертикали не должно превышать 60 градусов.

Максимальное гидростатическое давление в зоне работы УЭЦН не долж­но превышать 20 МПа (200 кгс/см²).

Конструкция колонны НКТ должна обеспечивать прочность подвески при заданной глубине спуска и конструкции скважины.

Погружение насоса под динамический уровень определяется содер­жанием свободного газа в продукции скважины (в пластовой жидкости) в условиях приема насоса: до 25% - без газового сепаратора, 25-55% -с газовым сепаратором, до 68% - с газосепаратором-диспергатором, до 75% - с отечественной или импортной мультифазной системой.

Технические требования к перекачиваемой среде - пластовой жидкости (смеси нефти, попутной воды, минеральных примесей и нефтяного газа):

- максимальная плотность водонефтяной смеси - 1 400 кг/м³;

- газовый фактор (Гф) - до 110 м³/м³;

Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

– максимальное содержание попутной воды – 99%;

– водородный показатель попутной воды (pH) – 6,0–8,5;

– температура перекачиваемой жидкости:

– для обычного исполнения – до +90 °С;

– для теплостойкого исполнения – до +140 °С;

– содержание механических примесей с микротвердостью частиц не более 7 баллов по шкале Мооса:

– для обычного исполнения – до 100 мг/л;

– для износостойкого исполнения – до 500 мг/л;

– содержание агрессивных компонентов, мг/дм³: H₂S до 3,0; СО₂ – до 100; HCO– до 2 500;

В комплекте подвески УЭЦН допускается применение дополнительных вспомогательных элементов только заводского исполнения или изготов­ленных по стандартам ОАО «Сургутнефтегаз».

Максимальная температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата не должна превышать паспортных данных ПЭД и кабельных удлинителей, применяемых в ОАО «Сургутнефтегаз». При рас­четных ожидаемых величинах условий эксплуатации на приеме насоса по температуре более +120 °С технологом ЦДНГ в заявке на оборудо­вание ЦБПО ЭПУ указывается необходимая комплектация оборудования по теплостойкости.

Основные положения подбора УЭЦН приведены ниже:

1. Плотность смеси на участке «забой скважины – прием насоса»:

р

■с

(р Ь + р (1 -Ь)) (1 -F) + p F.

где: ρ_н – плотность сепарированной нефти, кг/м³, ρ_в – плотность пластовой воды, ρ_г – плотность газа в стандартных условиях, Г – текущее объемное газосодержание, b – обводненность пластовой жидкости.

2. Забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:

где: Р_пл– пластовое давление,

Q – заданный дебит скважины,

К_прод – коэффициент продуктивности скважины.

3. Глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:

Техника и технология добычи нефти

4. Давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно допустимое для данного региона (напри­мер: F= 0,15):

Р = Р. (I - Г).,

где к - степень кривой разгазирования.

5. Глубина подвески насоса:

,Ртс

6. Температура пластовой жидкости на приеме насоса:

r = T^-(L,_r-L)-G,.

где: Т - пластовая температура; G - температурный градиент.

7. Объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:

где: B – объемный коэффициент нефти при давлении насыщения, b – объемная обводненность продукции,

давление на входе в насос,

Р - давление насыщения.

нас

8. Дебит жидкости на входе в насос:

Q = Q-B_n.

пр О

9. Объемное количество свободного газа на входе в насос:

где G – газовый фактор.

10. Газосодержание на входе в насос:

12. Приведенная скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:

где ƒ_скв– площадь сечения скважины на приеме насоса. 13. Истинное газосодержание на входе в насос:

где C_n – скорость всплытия газовых пузырьков, зависящая от обводнен­ности продукции скважины (C_n = 0,02 см/с при b < 0,5 или C_n = 0,16 см/с при b > 0,5).

14. Работа газа на участке «забой – прием насоса»:

Величины с индексом «буф» относятся к сечению устья скважины и являются «буферными» давлением, газосодержанием и т.д.

16. Потребное давление насоса:

где: L_дин – глубина расположения динамического уровня;

P_буф – буферное давление;

P_Г1 – давление работы газа на участке «забой – прием насоса»;

P_Г2 – давление работы газа на участке «нагнетание насоса – устье скважины».

17. По величине подачи насоса на входе, потребному давлению (напору насоса) и внутреннему диаметру обсадной колонны выбираем типоразмер погружного центробежного (или винтового, диафрагменного) насоса и определяем величины, характеризующие работу этого насоса в оптималь­ном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи, равной 0 (напор, мощность).

18. Коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтеводо-газовой смеси относительно водяной характеристики:

где: ν – эффективная вязкость смеси;

Q_{o В} – оптимальная подача насоса на воде.

19. Коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости:

где ƒ_скв – площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и приемной сеткой насоса.

21. Относительная подача жидкости на входе в насос:

где Q_{o В} – подача в оптимальном режиме по водяной характеристики насоса.

22. Относительная подача на входе в насос в соответствующей точке водяной характеристики насоса:

24. Коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости:

25. Коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния газа:

где

где h - напор одной ступени выбранного насоса.

_сг

Число Z округляется до большего целочисленного значения и сравни­вается со стандартным числом ступеней выбранного типоразмера насоса. Если расчетное число ступеней оказывается больше, чем указанное в тех­нической документации на выбранный типоразмер насоса, то необходимо выбрать следующий стандартный типоразмер с большим числом ступеней и повторить расчет, начиная с п.17.

Если расчетное число ступеней оказывается меньше, чем указанное в технической характеристике, но их разность составляет не более 5%, вы­бранный типоразмер насоса оставляется для дальнейшего расчета. Если стандартное число ступеней превышает расчетное на 10%, то необходимо решение о разборке насоса и изъятии лишних ступеней. Дальнейший расчет ведется с п.18 для новых значений рабочей характеристики.

28. КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы:

V — /Ci." K_w" fCijr,

где ri_o6- максимальный КПД насоса на водяной характеристики.

Техника и технология добычи нефти

29. Мощность насоса:

30. Мощность погружного двигателя:

где: η_ПЭД – КПД погружного электродвигателя,

cos ϕ – коэффициент мощности двигателя при рабочей температуре.

31. Проверяем насос и погружной двигатель на возможность откачки тяжелой жидкости (жидкости глушения) при освоении скважины:

Ргл=Ргл

1_. р +р +р

■-^Пбуф ^Гзаб ^ПЛ'