Техническая часть
3.1.Состояние фонда скважин
По состоянию на 01.01.09 г. фонд действующих добывающих скважин составляет 31 единицу. Закачка воды осуществляется в 10 нагнетательных скважин.
Добывающий фонд на 80% работает фонтанным способом. В числе механизированных находятся скважины с обводнённостью более 30%. В дальнейшем весь фонд перейдёт в категорию механизированных.
На рисунках 3.1-3.3 представлено распределение фонда скважин по дебитам нефти, жидкости и обводнённости продукции. Анализ гистограмм показывает, что в настоящее время фонд скважин малодебитный по нефти и жидкости и малообводнённый.
Рис.3.1
Рис.3.2
Рис.3.3
3.2 Описание оборудования для добычи нефти
3.2.1 Установки погружных электроцентробежных насосов (уэцн)
Нефтедобывающая промышленность давно нуждается в насосах для отбора из скважин большого количества жидкости. Естественно, что наиболее рационален лопастной насос, приспособленный для больших подач. Из лопастных насосов, получили распространение насосы с рабочими колесами центробежного типа, поскольку они давали больший напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса.
Скважинный центробежный насос приводится в действие погружным электродвигателем (рис.3.4). Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю, располагаемому в скважине рядом с НКТ. Установка привода непосредственно около насоса позволила просто решить задачу передачи энергии от привода к скважинному насосу и использовать насосы большой мощности. Широкое применение скважинных центробежных насосов с электроприводом (ЭЦН) обусловлено многими факторами. При больших отборах жидкости из скважин установки ЭЦН наиболее экономичны и наименее трудоемки при обслуживании по сравнению с компрессорной добычи.
При использовании ЭЦН возможно применение эффективных средств уменьшения отложений парафина в подъемных трубах. Применяются защитные покрытия НКТ и автоматизированные установки со скребками, спускаемыми на проволоке. Использование этих методов в штанговых насосных установках значительно усложнено из-за наличия движущейся колонны штанг.
Межремонтный срок работы установок ЭЦН составляет в среднем до 320 сут. В ближайшие годы намечается увеличение межремонтного срока до 450 сут.
Скважинный насос многоступенчатый и имеет до 80-400 ступеней. Жидкость поступает в насос через сетку, расположенную в его нижней части. Насос подает жидкость из скважины в НКТ. Погружной электродвигатель - маслозаполненный, герметизированный. Для предотвращения попадания в него пластовой воды имеется узел гидрозащиты. Вал двигателя соединен с валом гидрозащиты и через него с валом насоса. Валы имеют частоту вращения 2800-2950 мин.
Станция управления позволяет включать и отключать установку вручную или автоматически и отключать ее при аварийном режиме работы. Кроме того станция имеет приборы показывающие силу тока и напряжение
Все текущие ремонты скважин, оборудованных центробежными насосами, могут быть разделены на две группы:
ремонты, связанные с выходом из строя погружного центробежного агрегата;
ремонты, проводимые по эксплуатационным причинам.
Особое внимание необходимо обратить на фонд нагнетательных скважин, где ведется закачка сточной воды. Каждая нагнетательная скважина должна оборудоваться пакером, установленным под интервалом перфорации продуктивного горизонта, а межтрубное пространство заполняется водным раствором СНПХ-60-11.
На нефтяных скважинах необходимо вести исследовательские работы по определению присутствия посторонней воды в добывающей продукции.
При выявлении посторонней воды провести геофизические исследования и выполнить капитальные работы по изоляции места притока воды в скважину.
Эти мероприятия позволят обнаружить негерметичность колонн до возникновения стоков и своевременно отремонтировать их.
В процессе эксплуатации объекта возникают осложнения, связанные с выпадением парафина и солей, а также коррозией нефтепромыслового оборудования.
Рис. 3.4
При снижении температуры и давления растворяющая способность нефти по отношению к парафину уменьшается, это приводит к перенасыщению нефти парафином и переходу его в кристаллическое состояние.
Существенная роль при формировании парафиноотложений принадлежит дебиту скважин по нефти и степени ее обводненности. Низкие дебиты скважины и малая обводненность продукции способствует интенсификации парафиноотложений.
Практически замечено, что для низко дебитных скважин наиболее эффективны химические методы борьбы с парафином, для среднедебитных - механические и тепловые способы, высокодебитных – защитные покрытия.
Область применения УЭЦН — это высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 10 ¸ 1300 м3/сут. и высотой подъема 500 ¸ 2000 м. Межремонтный период УЭЦН составляет до 320 суток и более.
Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении типов УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки продукции нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ и механические примеси. Установки типа УЭЦНМ имеют обычное исполнение, а типа УЭЦНМК — коррозионностойкое.
Установка состоит из погружного насосного агрегата, кабельной линии, спускаемой в скважину на насосно-компрессорных трубах, и наземного электрооборудования (трансформаторной подстанции).
Погружной насосный агрегат включает в себя двигатель (электродвигатель с гидрозащитой) и насос, над которым устанавливают обратный и сливной клапаны.
В зависимости от максимального поперечного габарита погружного агрегата установки разделяют на три условные группы — 5; 5А и 6:
установки группы 5 поперечным габаритом 112 мм применяют в скважинах с колонной обсадных труб внутренним диаметром не менее 121.7 мм;
установки группы 5А поперечным габаритом 124 мм — в скважинах внутренним диаметром не менее 130 мм;
установки группы 6 поперечным габаритом 140.5 мм — в скважинах внутренним диаметром не менее 148.3 мм.
Условия применимости УЭЦН по перекачиваемым средам: жидкость с содержанием механических примесей не более 0,5 г/л, свободного газа на приеме насоса не более 25%; сероводорода не более 1,25 г/л; воды не более 99%; водородный показатель (рН) пластовой воды в пределах 6 ¸ 8.5. Температура в зоне размещения электродвигателя не более + 90˚С (специального теплостойкого исполнения до + 140˚С).
Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство.
Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса и двигателя (электродвигатель с гидрозащитой), спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб. Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.
Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами 3, входящими в состав насоса.
Комплектная трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство) преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и ее защиту при аномальных режимах.
Насос - погружной центробежный модульный.
Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль - головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана.
Спускной клапан служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.
Допускается устанавливать клапаны выше насоса в зависимости от газосодержания у сетки входного модуля насоса. При этом клапаны должны располагаться ниже сростки основного кабеля с удлинителем, так как в противном случае поперечный габарит насосного агрегата будет превышать допустимый.
Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свыше 25 - до 55% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля, к насосу подключают насосный модуль - газосепаратор.
Двигатель - асинхронный погружной, трехфазный, короткозамкнутый, двухполюсный, маслонаполненный.
Установки могут комплектоваться двигателями типа ШЭД по ТУ16-652.031 - 87, оснащенными системой контроля температуры и давления пластовой жидкости.
При этом установки должны комплектоваться устройством комплектным ШГС5805-49ТЗУ1.
Соединение сборочных единиц насосного агрегата - фланцевое (на болтах и шпильках), валов сборочных единиц - при помощи шлицевых муфт.
Соединение кабеля в сборе с двигателем осуществляется при помощи муфты кабельного ввода.
Подключательный выносной пункт предназначен для предупреждения прохождения газа по кабелю в КТГТПН (КТППНКС) или комплектное устройство.
Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны НКТ с насосным агрегатом и кабелем в сборе на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в выкидной трубопровод.