2 Технико-технологичический раздел

2.1 Показатели работы фонда скважин уэцн в оао «снг»

Фонд скважин оборудованных ЭЦН увеличился за счет ввода 31 новой скважины, перевода 78 скважин из действующего фонда оборудованного ШГН, 62 скважин из газлифтного фонда, 26 скважин из фонтанного фонда, за счет ввода 271 скважины из бездействующего фонда после ГТМ. За отчетный период произошло уменьшение фонда скважин оборудованных ШГН – на 39 скважин, увеличение фонтанного фонда – на 9 скважин. Реализована программа по переводу скважин газлифтного фонда на УЭЦН.

Ввод новых скважин за 2009 году выполнен на 140,9%, введено 31 скважин, из них 30 скважин с ГРП, 1 скважины горизонтальные.

За счет ввода новых скважин добыто113,807 тыс. тонн нефти, при плане 88,875 тыс.тонн (плюс 24,932 тыс. тн.), среднесуточный дебит составил 28,8 т/сут, при плане 27,4т/сут.

На 01.01.2010 г. в ОАО «СНГ» эксплуатационный фонд скважин, оборудованных УЭЦН, составил 2762 скважин, действующий фонд 2705 скважин. Из них фонд, дающий продукцию 1691 скважины, в бездействии 988, в простое 83 скважины. По способу эксплуатации фонд скважин, оборудованных УЭЦН, составляет 82,9%. Таким образом, УЭЦН является основным способом эксплуатации скважин, обеспечивающими основной объем добычи и от того, насколько эффективно эксплуатируется этот фонд скважин, зависит уровень добычи нефти предприятия.

За 2010 г среднесуточная добыча жидкости увеличилась с 359 тыс. т/сут до 375 тыс. т/сут. Уровень среднесуточной добычи нефти составил 20,98тыс. т/сут., на 0,4% ниже уровня 2008г.-21,07тыс. т/сут. Среднесуточный дебит нефти скважин, оборудованных УЭЦН, за 2009год снизился на 3,5% и составил 8,4т/сут. Среднесуточный дебит по жидкости увеличелся на 0,7% и составил 149,9 т/сут.

Рисунок2.1 - Динамика среднесуточного дебита жидкости	Рисунок 2.2 - Динамика среднесуточного дебита нефти

2.2 Назначение,конструкция оборудования уэцн

Центробежные насосы

Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов (УЭЦН) является в настоящее время основным способом добычи нефти в России. Погружными центробежными насосами (ЭЦН) извлекается на поверхность из скважин около двух третей от общей годовой добычи нефти в нашей стране

Это погружные, центробежные, секционные, многоступенчатые насосы. В основном, все насосы в настоящее время проектируются по модульному принципу и в общем случае состоят из : входного модуля, насосных модуль-секций, выходного модуля, обратного и спускного клапана. Секции насоса, связанные фланцевыми соединениями представляют собой металлический корпус, изготовленный из стальной трубы длиной до 5,5 м. В корпусе секции вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные на валу рабочие колеса и направляющие аппараты. Рабочие колеса устанавливаются на валу на продольной механической шпонке, они могут перемещаться в продольном направлении. Материалы, используемые, для изготовления рабочих колес и направляющих аппаратов: специальный модифицированный чугун, и чугун типа «нирезист», и полимерные материалы со специальным наполнителем. Направляющие аппараты закреплены от поворота в корпусе гайкой-ниппелем, расположенном в верхней части корпуса. Число ступеней колеблется от 127 до 473. В верхней части насоса находится ловильная головка, в которой расположен обратный клапан и к которой крепятся НКТ. Различное материальное и конструкторское исполнение насосов позволяет изготавливать насосы с термостойкостью до 200⁰ С и высокой износостойкостью. Обратный клапан позволяет производить опрессовку насосно-компрессорных труб.

На рисунке. 1.2 изображены: компенсатор 1, погружной электродвигатель (ПЭД) 2, протектор 3, приёмная сетка 4 и газосепаратор 5, насос 6, ловильная головка 7, обратный клапан насосный 8, спускной клапан 9, колонна насосно- компрессорных труб (НКТ) 10, колено 11, выкидная линия 12,. обратный клапан устьевой 13, манометры 14 и 16, устьевая арматура 15, кабельная линия 17, соединительный вентиляционный ящик 18, станция управления 19, трансформатор 20, динамический уровень жидкост скважине 21, пояса 22 для крепления кабельной линии к НКТ и мотор-насосному агрегату и эксплуатационная колонна скважины 23.

Рисунок 2.4-Схема установки погружного центробежного насоса в скважине

Погружной электродвигатель.

В качестве привода насоса используется погружной, трехфазный, асинхронный с короткозамкнутым многосекционным ротором вертикального исполнения, маслонаполненный двигатель типа ПЭО. ПЭО состоит из статора, ротора, головки и основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах которой предусмотрены резьбы для подсоединения головки и основания двигателя. Выводные концы обмотки соединяют с кабелем через специальную изоляционную колодку кабельного ввода. Двигатель заполняется специальным, маловязким, высокой диэлектричности маслом, служащим как для охлаждения, так и для смазки. Погружные электродвигатели имеют следующие шифры: ПЭО 125-131 АВ5, где 125 – номинальная мощность кВт; 138 – диаметр корпуса, мм; АВ5 – серия двигателя.

Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорциях) с температурой до 110 °С, содержащей:

Механические примеси с относительной твердостью частиц не более 5 баллов по шкале Мооса - не более 0,5 г/л;

Сероводород: для нормального исполнения - не более 0,01 г/л; для коррозионностойкого исполнения - не более . 1,25 г/л;

Свободный газ (по объему) - не более 50%. Гидростатическое давление в зоне работы двигателя не более 20 МПа.

Допустимые отклонения от номинальных значений питающей сети:

По напряжению - отминус 5% ДО плюс 10%; по частоте переменного тока - ±0,2 Гц; по току - не выше номинального на всех режимах работы, включая вывод скважины на режим.

В шифре двигателя ПЭДУСК-125-117ДВ5 ТУ 16-652.029 - 86 приняты следующие обозначения: ПЭДУ - погружной электродвигатель унифицированный; С - секционный (отсутствие буквы - несекционный); К - коррозионностойкий (отсутствие буквы - нормальное); 125 - мощность, кВт; 117 - диаметр корпуса, мм; Д - шифр модернизации гидрозащиты (отсутствие буквы - основная модель); В5 - климатическое исполнение и категория размещения.

В шифре электродвигателя ЭДК45-117В приняты следующие обозначения: ЭД - электродвигатель; К - коррозионностойкий (отсутствие буквы - нормальное исполнение); 45 - мощность, кВт; 117 - диаметр корпуса, мм; В - верхняя секция (отсутствие буквы - несекционный, С - средняя секция, Н - нижняя секция).

В шифре гидрозащиты ПК92Д приняты следующие обозначения: П - протектор; К - коррозионностойкая (отсутствие буквы - исполнение нормальное); 92 - диаметр корпуса в мм; Д - модернизация с диафрагмой (отсутствие буквы - основная модель с барьерной жидкостью).

Типы, номинальные параметры двигателей приведены в табл. 4.6, а номинальные параметры электродвигателей - в табл. 4.7.

Пуск, управление работой двигателями и его защита при аварийных режимах осуществляются специальными комплектными устройствами.

Пуск, управление работой и защита двигателя мощностью 360 кВт с диаметром корпуса 130 мм осуществляются комплектным тиристорным преобразователем.

Электродвигатели заполняются маслом МА-ПЭД с пробивным напряжением не менее 30 кВ.

1 — крышка верхняя; 2 — крышка кабельного ввода; 3 —колодка кабельного ввода; 4 — муфта шлицевая; 5 — пята; 6 — подпятник; 7 — головка; 8 — фильтр; 9 — турбинка; 10 — статор; 11 —ротор; 12 — основание; 13 — крышка нижняя

Рисунок.2.5- Погружной электродвигатель с корпусом диаметром 103 и 123 мм

Гидрозащита.

Предназначена для защиты ПЭД от проникновения в его полость пластовой жидкости. Она состоит из протектора и компенсатора. 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 (буква К - в обозначении) исполнений.

В обычном исполнении гидрозащитапокрыта грунтовкой ФЛ-ОЗ-К ГОСТ 9109 - 81. В коррозионностойком исполнении гидрозащита имеет вал из К-монеля и покрыта эмалью ЭП-525, IV, 7/2 110 °С.

Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принятагидрозащита открытого типа. Гидрозащита открытого типа требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 0, 002 кг/м³, обладающей физико-химическими свойствами, которые исключают ее перемешивание с пластовой жидкостью скважины и маслом в полости электродвигателя.

Протектор.

Устанавливается между ЭЦН и ПЭД. Он имеет две камеры, разделенные эластичной резиновой диафрагмой и заполненные маслом. Протектор обеспечивает смазку упорного подшипника, который воспринимает осевую нагрузку от вала ЭЦН и защищает ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости. Выравнивание давления в протекторе и скважине обеспечивается обратным клапаном, расположенным в нижней части протектора. Пробка обратного клапана должна выворачиваться перед спуском погружного агрегата в скважину.

Компенсатор.

Присоединяется к основанию ПЭД и имеет устройство для автоматического сообщения с полостью электродвигателя в процессе спуска установки, что значительно упрощает монтаж на скважине (для оборудования завода «Алнас»). Он состоит из маслонаполненной камеры, образуемой эластичной резиновой диаграммой и защищенной от повреждения стальным корпусом. Полость за диаграммой сообщена со скважиной отверстиями. Компенсатор защищает ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости.

Газосепаратор.

Незаменим при добыче нефти из скважин с большим содержанием растворенного газа. Газосепаратор устанавливается между входным модулем и нижней секцией насоса. При большом газовом факторе хорошо зарекомендовали себя газосепараторы, работающие в тандеме. Так же газосепаратор может быть совмещен с приемной сеткой, что исключает необходимость во входном модуле насоса.

Станция управления.

Обеспечивает включение и выключение установки, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийного отключения. Станция управления имеет ручное и автоматическое управление, управление с диспетчерского пульта, работает по программе. СУ может быть укомплектована вариатором числа оборотов электродвигателя (преобразователь частот), вторичными системами телеметрии и при необходимости может оснащяться электроподогревом.

Трансформатор.

Трансформаторы повышают напряжение подачи электроэнергии от напряжения промысловой сети (380 В) до напряжения питающего тока в ПЭО (350-6000 В) с учетом потерь напряжения в кабеле.

Подстанции трансформаторные комплектные серии КТППН и КТППНКС предназначены для питания, управления и защиты погружных электродвигателей серии ПЭД мощностью от 16 до 125 кВт.

Подстанции КТППНКС рассчитаны на питание , управление и защиту 4 погружных электродвигателей в условиях Крайнего Севера и Западной Сибири. Подстанции комплектуются трансформаторами серии ТМПН от 100 до 400 кВА.

Кабель.

Рисунок 2. 6-Конструкции кабеля КПБП

1 — медная однопроволочная жила; 2 — первый слой изоляции из полиэтилена высокой плотности; 3 — второй слой изоляции из полиэтилена высокой плотности; 4 — подушка из прорезиненной ткани или равноценных заме­няющих материалов (например, из композиции полиэтиленов высокой и низкой плотностей); 5 — броня из стальной оцинкованной ленты S-образного про­филя (для кабеля КПБК) или ступенчатого профиля (для кабеля КПБП

С поверхности до погружного агрегата подводят питающий кабель типа КПБК, а в пределах погружного агрегата - типа КПБП. Переход от круглого кабеля к плоскому сращивается в горячих пресс-формах. Потери напряжения в кабеле составляют 25-125 В на 1000 метров. В широком ассортименте (завод «Алнас») применяются различные материалы: броня из нержавеющей оцинкованной стали, термостойкая до 200⁰ С изоляция, свинцовая оболочка и др.

Оборудование устья скважины.

Обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья, подачу продукции. Скважина обязательно комплектуется буферными манометрами и потрубками эхолотирования для качественного контроля за параметрами работы скважины. Так же обязательна установка обратного клапана для стравливания лишнего скопившегося газа из затрубного пространства в выкидную линию в коллектор. На некоторых скважинах предусматривается установка регулируемого штуцера для облегчения вывода скважины в режим после ремонта.