Каким прибором проверяется трансмиссия уэцн

Добыча нефти и газа

logo

1. В процессе эксплуатации УЭЦН цех добычи должен 2 раза в месяц проверять режим работы — Ндин, дебит, давления буферное, линейное и затрубное, ток рабочий, сопротивление изоляции. Ежемесячно должны отбираться пробы для определения обводненности, а при необходимости и на КВЧ. Полученые данные немедленно записываются в паспорт УЭЦН.

2. При необходимости, по специальному графику скважина должна подвергаться технологическим операциям для борьбы с отложениеми парафина, солей, мех.примесей с отметкой об этом в паспорте УЭЦН.
3. При длительных остановках УЭЦН (более 10 дней) запуск в работу производить с прослеживанием динамического уровня и прекращать контроль за работой только после выхода скважины на установившийся режим работы.
4. НГДУ обязано дважды в год представить ЦБПО ЭПУ данные испытаний контура заземления наземного оборудования УЭЦН.
5. НГДУ обязано поддерживать в порядке кабельные эстакады, площадки для размещения наземного оборудования УЭЦН, подъездные пути к ним.
6. Ответственность за исполнение данных пунктов несут старший инженер и старший геолог ЦДНГ. При систематическом их неисполнении ЦБПО ЭПУ имеет право отключить УЭЦН, предупредив об этом за 10 дней главного инженера НГДУ в письменном виде.
7. ЦБПО ЭПУ обязано 1 раз в год, в согласованные с НГДУ сроки произвести планово-предупредительный ремонт наземного электрооборудования с отметкой об этом в эксплуатационном паспорте УЭЦН. Ответственность за своевременность и качество ППР несет начальник прокатного цеха ЦБПО ЭПУ.

Заключение об отказе, подъем УЭЦН и демонтаж УЭЦН

1. Окончательное решение о подъеме УЭЦН принимает старший инженер ЦДНГ на основании данных паспорта установки, заполненного представителями ЦДНГ и ЦБПО ЭПУ с указанием причины остановки. Остановка скважины по ГТМ производится только по согласованию с главным геологом и главным инженером НГДУ.
2. Глушение скважины и подъем УЭЦН бригада ПКРС производит в соответствии с планом работ. При ремонте связаном с отсутствием подачи или негерметичностью НКТ глушение производить обратной промывкой (через ЭЦН), ломик для открытия сбивного клапана сбрасывать в НКТ только после появления жидкости в трубах — на этом уровне и необходимо искать негерметичность.
3. Бригада ПКРС производит проверку изоляции кабеля до разбора устья, после разбора и через каждые 300 метров подъема НКТ, с отметкой об этом в паспорте УЭЦН.
4. При подъеме бригада ПКРС отмечает все случаи повреждений либо прогаров кабеля, повязывая эти места полосками ветоши. Отметки об этом делаются в эксплуатационном паспорте УЭЦН.
5. При появлении сбивного клапана бригада должна прекратить подъем. Дальнейшие операции только в присутствии представителя ЦБПО ЭПУ или комиссии.
6. При остановке из-за отсутствия подачи необходимо произвести прокрутку (запуск) УЭЦН на устье. Для этого после появления ловильной головки ЭЦН необходимо долить скважину до устья, запустить УЭЦН и убедиться в наличии либо отсутствии подачи. Если подача есть- ввернуть в ловильную головку заглушку с манометром, вновь запустить УЭЦН и проверить развиваемое им давление. Результаты прокрутки записать в паспорт установки.
7. Демонтаж производитcя по принятой в ЮНГ технологии при любой погоде, позволяющей выполнение спуско-подъемных операций. Демонтажи УЭЦН отработавших меньше 30 суток (подконтрольных установок) производятся только в первую смену (с 8 до 20 часов), а требования к погодным условиям такие же как и при монтаже УЭЦН.
8. Остальные организационные требования в соответствии с разделом V настоящего регламента.

Расследование причины отказа УЭЦН

1. Основной документ расследования причины отказа УЭЦН- эксплуатационный паспорт установки. При обнаружении незаполненных разделов паспорта вина за отказ автоматически возлагается на службу, незаполнившую данный раздел.
2. Результаты разборки узлов установки в цехе ремонта отражаются в паспорте с росписью представителей ЦБПО ЭПУ и НГДУ (УПНПиКРС, УБР, проч.) участвовавших в разборке. В случае неявки представителей заказчика на расследование ЦБПО ЭПУ проводит его самостоятельно, с отметкой об этом в паспорте.
3. Процесс расследования подробно изложен в приложении к настоящему регламенту.
4. Ответственность за качество расследования возлагается на руководителя службы технического контроля ЦБПО ЭПУ.

Хранение и транспортировка УЭЦН

1. УЭЦН должны храниться в соответствии с техническими условиями и требованиями техники безопасности. В случае длительного (более недели) хранения узлов на открытом воздухе, должна быть обеспечена защита от попадания прямых солнечных лучей и атмосферных осадков — навес.
2. При хранении узлы должны быть закрыты транспортировочными крышками, а двигатели и гидрозащита заполнены маслом.
3. Поступившие со скважин в цех ремонта узлы УЭЦН должны быть в течение суток разобраны, промыты и при необходимости законсервированы.
4. Стелажи с хранящимся оборудованием должны быть оснащены табличками с указанием типа и марки узла (узлов).
5. Транспортировка упакованых в металлические пеналы УЭЦН допускается на длинномерных автомобилях, доставка УЭЦН на монтаж на скважину только на специально оборудованной технике. Кабель УЭЦН перевозится только на специально оборудованых площадках, запрещается перевозить кабель плашмя. Запрещается перевозить УЭЦН волоком и на трубовозах.
6. Погрузку УЭЦН производить при помощи специальных траверс. Двигатели ПЭД, насосы и гидрозащиту допускается поднимать двухветвевыми стропами, точки захвата должны располагаться на расстоянии 1/4 длины корпуса от его концов. При технологических операциях внутри цеха при ремонте узлов УЭЦН допускается и подъем при помощи клещевого захвата с шириной челюстей 150-200 мм.
7. Ответственность за правильное хранение и транспортировку УЭЦН лежит на главном инженере БПТОиКО и ЦБПО ЭПУ по принадлежности оборудования.

Списание и реализация списанного оборудования УЭЦН

1. Списание неотработавшего амортизационный срок оборудования производится только по согласованию с АО ЮНГ.
2. В случае прихода со скважины оборудования приведенного в неремонтопригодное состояние, представителями ЦБПО ЭПУ и НГДУ в трехдневный срок составляется акт, на основании которого в двухнедельный срок проводится служебное расследование с определением виновных лиц и принятием к ним экономических санкций. Ответственность за исполнение данного пункта возлагается на главных инженеров ЦБПО ЭПУ и НГДУ.
Реализация списанного оборудования производится ЦБПО ЭПУ самостоятельно, цена реализации согласуется с ПЭО АО ЮНГ.

Контроль за эксплуатацией УЭЦН и обслуживание скважин

Обслуживание установок в процессе эксплуатации осуществляется службами ЦДНГ , контроль за работой УЭЦН производится не реже одного раза в неделю.

По прибытии на скважину оператор ЦДНГ производит внешний осмотр нефтяного оборудования (герметичность фонтанной арматуры), установку стоек под кабель, проверяет общее состояние куста и режим работы установки (отмечает показания приборов в СУ: нагрузка и напряжение, производит замер дебита, динамического уровня, давления затрубного).

Оператор ЦДНГ производит замеры следующих параметров работы установки:

буферного, затрубного и линейного давлений;

через 1 сутки — после вывода на стабильный режим (контрольный замер).

Отбор проб на содержание КВЧ в продукции оператор ЦДНГ осуществляет:

при выводе на режим (жидкость глушения);

через двое суток после вывода на режим;

один раз в полугодие в процессе дальнейшей эксплуатации.

Результаты анализа проб записываются в эксплуатационный паспорт УЭЦН. Отбор проб на обводненность производится после вывода на режим, далее не реже двух раз в месяц с записью результатов анализа в эксплуатационный паспорт УЭЦН.

При необходимости, по специальному графику, скважина должна подвергаться технологическим операциям для борьбы с отложениями парафина, солей, мех. примесей с отметкой об этом в паспорте УЭЦН.

При длительных остановках УЭЦН (более 10 дней) запуск в работу производят с прослеживанием динамического уровня и прекращают контроль за работой только после выхода скважины на установившийся режим работы.

НГДУ обязано поддерживать в порядке кабельные эстакады, площадки для размещения наземного оборудования УЭЦН, подъездные пути к ним.

Факторы, осложняющие эксплуатацию УЭЦН

К сложным геологическим условиям относятся следующие факторы: 1. Разрушение пород и вынос механических частиц из пласта.

Разрушение твердого скелета пород ПЗП происходит по двум причинам. При использовании в качестве агента систем ППД слабоминерализованных или пресных вод приводит к выщелачиванию растворимых в водах породообразующих минералов. Для условий Западной

Сибири такому воздействию подвергаются вещества, цементирующие зерна породы. Второй причиной является создание на забое скважин аномально низких давлений. Глубокие депрессии приводят к механическому разрушению твердого скелета горной породы и выносу ее частиц в ствол скважин. По аналогичным причинам происходит и разрушение пробок расклинивающего материала при проведении на скважинах гидравлического разрыва пласта.

Повышенное содержание КВЧ в скважине в десятки раз снижает ресурс рабочих органов УЭЦН. При этом увеличивается вибрация УЭЦН и нередки случаи полетов. При увеличении вибрации большая вероятность пропуска торцовых уплотнений, что приводит к замыканию обмотки и отказу ПЭД.

2. Работа насоса в условиях повышенного свободного газосодержания жидкости.

Над динамическим уровнем в стволе скважины при работе ЭЦН всегда имеется большой слой пены. Пена не позволяет точно определить положение динамического уровня жидкости, а, следовательно, забойного давления. Поэтому чрезвычайно трудно провести согласование режимов работы насоса и пласта. Следствием несогласованности режимов работы пласта и насоса является уменьшение давления на приеме насоса, увеличение количества свободного газа, попадание больших объемов свободного газа в насос и срыв подачи, который вызывает перегрев рабочих органов ПЭД, открытие торцовых уплотнений или течь удлинителя. Если неисправен перепускной клапан устьевой арматуры, повышенное давление в затрубном пространстве искусственно отжимает динамический уровень, что создает дополнительную нагрузку на ПЭД и, в конечном итоге, может привести к преждевременному отказу УЭЦН.

3. Малый приток из пласта.

В скважине низкий динамический уровень. Очень важно качественно настроить ЗСП (желательно на закрытую задвижку). Малый приток пластовой жидкости не обеспечивает качественного охлаждения ПЭД, что может привести к перегреву и отказу ПЭД.

4. Эксплуатация УЭЦН при высоких температурах в скважине.

При подборе УЭЦН необходимо обратить внимание на глубину спуска УЭЦН. При низких динамических уровнях в скважинах с малым притоком иногда стараются заглубить УЭЦН. Чем

Читайте также  Гибридная автоматическая бесступенчатая трансмиссия

больше глубина спуска, тем больше температура пластовой жидкости. Максимальную глубину спуска УЭЦН ограничивает температурная граница. При 75-80 0 С начинается размягчение полиэтиленовой изоляции кабеля, при 80-90 0 С возможна ее течь, при температурах свыше 120 градусов — выходит из строя ПЭД.

5. Большая кривизна скважины в зоне подвески УЭЦН.

Неравномерное распределение нагрузки на опоры УЭЦН приводит к их неравномерному радиальному износу, переходящему в односторонний износ. Результатом такого действия является увеличение уровня вибрации ЭЦН. Вибрация передается от вала ЭЦН на вал гидрозащиты. Торцовые уплотнения гидрозащиты от вибрации начинают пропускать пластовую жидкость в полость ПЭД, что приводит к пробою обмотки ПЭД.

6. Большое содержание парафиносодержащих фракций в пластовой жидкости.

В процессе движения пластовой жидкости по НКТ происходит ее охлаждение. В температурной зоне загустевания парафина происходит его отложение на стенках НКТ. Накапливаясь парафин образует пробку. Необходимы периодические обработки скважины для удаления парафиноотложений. Отложения парафина приводят к уменьшению проходного сечения

в НКТ, что влечет за собой снижение производительности и медленному возрастанию рабочего тока. Когда пробка перекроет проход пластовой жидкости рабочий ток УЭЦН упадет до величины тока холостого хода. В этот момент должна сработать ЗСП и отключить УЭЦН, в противном случае произойдет перегрев и отказ ПЭД.

Влияние газа на работу УЭЦН и методы защиты насосов от влияния свободного газа , содержащегося в откачиваемой жидкости

Газ является спутником нефти и его количество в нефти изменяется в широких пределах. Количество газа, выделяющегося из жидкости в процессе ее движения по стволу скважины, является величиной переменной и зависит от термодинамических условий и характеристики ГЖС. В области приема ЭЦН нарушение термогидродинамического равновесия системы усиливается.

Влияние присутствия свободного газа на характеристику насоса проявляется в ухудшении процесса энергообмена между рабочим колесом и жидкостью и создании условий для интенсивного выделения газа из жидкости. Это приводит к коалесценции пузырьков газа в каналах рабочего колеса, образованию газовых каверн, что ухудшает параметры работы насоса. Особенно ярко эти процессы происходят в насосах, эксплуатирующихся в скважинах с наклоннонаправленными стволами. Скопление свободного газа в повышенных частях рабочей ступени насоса кроме уменьшения его производительности способствует интенсификации проявления вибрационных нагрузок.

Известны следующие методы борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу ЭЦН:

 спуск насоса в зону, где давление на его приеме обеспечивает оптимальную подачу жидкости и устойчивую работу насоса;

 применение сепараторов различных конструкций;

 монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств;

 принудительный сброс газа в затрубное пространство;

 применение комбинированных насосов.

Увеличение глубины погружения насоса под динамический уровень жидкости приводит к уменьшению газосодержания смеси у входа в насос за счет возрастания давления. При отсутствии каких-либо ограничений (высокая температура, большой темп набора кривизны ствола скважины и др.), за счет увеличения погружения во многих случаях можно сводить входное газосодержания смеси до вполне допустимой для ЭЦН величины — 10-15 %. При сравнительно небольшой газонасыщенности нефти (до 50 60 м3/м3) и не очень высоких значениях давлениях насыщения (до 10 МПа) обычно так и поступают. Если же давление насыщения нефти и газонасыщенность достаточно высокие (Г 100 м3/м3, Рнас 12 МПа), для достижения упомянутых значений входного газосодержания смеси требуется весьма большое заглубление насоса.

В газосепараторах происходит отделение свободного газа от жидкости перед входом в насос, отсепарированный газ направляется в кольцевое (затрубное) пространство скважины. Газосепараторы обеспечивают эффективную работу насоса при откачке газожидкостных смесей при больших входных газосодержаниях, достигающих 75% и более. Отрицательной стороной применения газосепаратора является уменьшение использования работы газа в НКТ, поскольку основная часть свободного газа, отделенная на приеме насоса газосепаратором, уходит в затрубное пространство скважины.

Диспергаторы позволяют увеличить допускаемое значение объемного расходного газосодержания на приеме от 0,10 до 0,25 за счет образования тонкодисперсной структуры газожидкостной смеси. Конструкции диспергаторов разнообразны и они должны отвечать главному условию-создавать на приеме ЭЦН эффективную турбулизацию потока. Диспергаторы могут устанавливаться как вне, так и внутри насоса взамен нескольких первых рабочих ступеней. Диспергаторы эффективны в обводненных скважинах, образующих вязкую эмульсию, так как способствуют разрушению ее структуры.

В процессе эксплуатации скважины часть газа сепарируется из жидкости в области приема насоса в затрубное пространство. Накапливаясь в нем, газ может оттеснить жидкость до приема насоса и, попадая в насос, снизить его подачу или вызвать аварийную работу в режиме сухого трения. Кроме того, газ создает противодавление на пласт, уменьшая приток жидкости. Известны способы сброса газа из затрубного пространства путем применения автоматически работающих обратных клапанов или эжекторов, отсасывающих газ принудительно.

Вредное влияние свободного газа на работу насоса уменьшается, если на приеме серийного насоса некоторое число ступеней заменит ступенями большей подачи. Обладая большим объемом каналов, эти ступени обеспечивают больший объем поступающей в насос ГЖС. При попадании в серийные ступени объем смеси уменьшается за счет сжатия и растворения газа в жидкости, чем и достигается оптимальная подача насоса.

Добыча парафинистых нефтей УЭЦН

Нефти месторождений Западной Сибири содержат парафин, который при определённых условиях выпадает из нефти, откладываясь на поверхности оборудования. Интенсивность

Мониторинг работы ЭЦН, исследование по ТМС.

Коллеги такой вопрос, можно ли записать качественную КВД с помощью ТМС? Можно ли ее потом обработать (увидеть там режимы течения и т.д.). Еще слышал что на месторождениях спускают автономные приборы под ЭЦН. Мне нужны подрядчики на такие работы. Вопрос состоит в том, как долго эти манометры могут писать, если допустим наработка ЭЦН будет 1 год.

Расскажите кто что знает, вся инфа нужна.спасибо

Системы ТМС отечественного производства (Электон, Новомет) не позволят тебе выполнить современный анализ ГДИС с использованием производной давления. Причина — недостаточная тоность датчиков ТМС. Обычно они меряют давление на приеме насоса с точностью до 0.1 атм. Чтобы на основе анализа производной давления выделять режимы течения этого недостаточно. Я пробовал для нескольких скважин и нормальных результатов ни разу не добился.

У зарубежных производителей ЭЦН есть системы ТМС с более высокой точностью. Вероятно, данные с этих систем ТМС можно использовать для анализа КВД. Личного опыта нет.

Что касается автономных манометров то эта технология также не гарантирует качественной КВД. Точность манометра, конечно, будет достаточной, но ты никогда не будешь уверен в том, что он работоспособен и записывает данные. Я спускал автономные манометры в несколько скважин с ЭЦН. Вот основные проблемы:
1) две скважины не вышли на постоянный режим работы и эксплуатировались периодически. Для того, чтобы записать качественную КВД нужен постоянный режим работы до остановки скважины;
2) ЭЦНы работали в среднем 1 год, манометры 6 мес — это выяснили уже после их извлечения ));
3) я рассчитывал, что при отказе ЭЦН у меня автоматически начнется запись КВД. На практике же, когда ЭЦНы встали по клину, их принялись расклинивать, чем сорвали запись КВД. В итоге и ЭЦНы не расклинили, и данных о пласте я не получил.

При спуске манометров под насос могу порекомендовать следующее:
1. Убедиться, что есть высокие шансы, что скважина будет работать в постоянном режиме.
2. Начать лучше со скважин с низкой обводненностью и рабочим давлением на забое больше давления насыщения (ну или не намного ниже хотя бы). Это чтобы снизить эффект многофазного потока в пласте. Для анализа многофазного потока в пласте нужно применять дополнительные методы, точность которых в твоем случае будет не известна. В связи с этим лучше на первых скважинах постараться минимизировать риск многофазного потока.
3. Не спускай манометр в скважины с заколонными перетоками и несколькими перфорированными пластами.
4. Чем ближе насос будет к интервалу перфорации, тем лучше. Тебе придется пересчитывать давление, замеренное манометром, на верх (середину) перфорации. Чем короче будет расстояние, тем точнее будет пересчет.
5.Если добывающая скважина находится рядом с нагнетательными скважинами или газовой шапкой, лучше не спускай туда манометр. Есть риск того, что влияние границы постоянного давления перекроет радиальный режим, не сможешь определить проницаемость, не сможешь определить скин. Исследования будут бесполезны.
6. В софте для анализа ГДИС сделай дизайн исследования (этот пункт должен быть пунктом 1)). Определи, какой период работы скважины нужен для того, чтобы при остановке скважины достичь целей КВД. Цели КВД могут быть: 1) определить проницаемость и скин, 2) определить границы и форму области дренирования и запасы, 3) определить Рпл. Ну или все вместе kh, skin, Рпл.
6. Постарайся согласовать со всеми службами вопросы эксплуатации скважины до остановки (постоянный режим, отсутствие промывок, отсутствие остановок) и после остановки на КВД (длительность остановки, не травить затрубное, буферное Р).
7. Заранее договорись, что делать, если насос встанет по клину или нет подачи. Т.к. в этом случае обычно начинают делать расклинки и промывки, что сорвет КВД.
8. Для повышения надежности спусти два манометра под насос.
9. На скважинах с высоким ГФ затрубное давление при остановке может превысить давление опрессовки кабельного ввода. В этом случае давление начнут травить, а КВД сорвут.

По поводу спуска автономных манометров под насос можешь обратиться в фирму Сиам Мастер. У них такой опыт есть.

Что такое УЭЦН и с чем его едят? Настольная книга эксплуататора.

Каким то образом получилось так, что всю свою сознательную жизнь я с ними связан. С пяти лет начал ездить с отцом по скважинам. В десять мог сам отремонтировать любую станцию, в двадцать четыре стал инженером на предприятии, где их ремонтировали, в тридцать — заместителем генерального директора, там, где их делают. Знаний по предмету навалом – поделится не жалко, тем более что много-много людей меня постоянно спрашивают о том или ином, касающемся моих насосов. В общем и целом, что бы много раз не повторять одно и тоже разными словами – напишу один раз, а потом буду экзамены принимать ;). Да! Будут слайды… без слайдов никак.

Читайте также  Киа соул 2018 трансмиссия

Что это такое.
УЭЦН – установка электроцентробежного насоса, она же бесштанговый насос, она же ESP, она же вон те палочки и барабанчики. УЭЦН – именно она (женского роду)! Хотя и состоит из них (мужского роду). Это такая специальная штука, при помощи которой доблестные нефтяники (а точнее сервисники для нефтяников) достают из-под земли пластовую жидкость – так мы называем ту муляку, которую потом (по прохождении специальной обработки) называют всякими интересными словами типа URALS или BRENT. Это целый комплекс оборудования, что бы сделать который, нужны знания металлурга, металообработчика, механика, электрика, электронщика, гидравлика, кабельщика, нефтяника и даже немного гинеколога и проктолога. Штука достаточно интересная и необычная, хотя придумана много лет назад, и с тех пор не сильно поменявшаяся. По большому счету это обычный насосный агрегат. Необычного в нем то, что он тонкий (самый распространенный помещается в скважину с внутренним диаметром 123 мм), длинный (есть установки по 70 метров длиной) и работает в таких поганых условиях, в которых более менее сложный механизм вообще не должен существовать.

Итак, в составе каждой УЭЦН есть следующие узлы:

ЭЦН (электроцентробежный насос) – главный узел – все остальные его предохраняют и обеспечивают. Насосу достается больше всего – но он и делает основную работу – подъем жидкости – жизнь у него такая. Насос состоит из секций, а секции из ступеней. Чем больше ступеней – тем больше напор, который развивает насос. Чем больше сама ступень – тем больше дебит (количество жидкости прокачиваемой за единицу времени). Чем больше дебит и напор – тем больше он жрет энергии. Все взаимосвязано. Насосы кроме дебита и напора отличаются еще габаритом и исполнением – стандартные, износостойкие, коррозионостойкие, износо-коррозионостойкие, совсем-совсем износо-коррозионостойкие.

ПЭД (погружной электродвигатель) Электродвигатель второй главный узел – крутит насос – жрет энергию. Это обычный (в электрическом плане) асинхронный электродвигатель – только он тонкий и длинный. У двигателя два главных параметра – мощность и габарит. И опять же есть разные исполнения стандартный, теплостойкий, коррозионостойкий, особо теплостойкий, и вообще – не убиваемый (как будто бы). Двигатель заполнен специальным маслом, которое, кроме того, что смазывает, еще и охлаждает двигатель, и до кучи компенсирует давление, оказываемое на двигатель снаружи.

Протектор (еще его называют гидрозащитой) – штука которая стоит между насосом и двигателем – он во первых – делит полость двигателя заполненную маслом от полости насоса заполненной пластовой жидкостью, передавая при этом вращение, а во вторых – решает проблему уравнивания давления внутри двигателя и снаружи (там вообще то до 400 атм бывает, это примерно как на трети глубины Марианской впадины). Бывают разных габаритов и опять же исполнения всякие бла бла бла.

Кабель – собственно он кабель. Медный, трехжильный.. Еще он бронированный. Представляете? Бронированный кабель! Конечно, он не выдержит выстрел даже из Макарова, но зато выдержит пять-шесть спусков в скважину и будет там работать – достаточно долго.
Бронирование у него несколько другое, рассчитанное скорее на трение, чем на острый удар – но всетаки. Кабель бывает разных сечений (диаметров жил), отличается броней (обычная оцинкованная или из нержавейки), а еще он отличается температурной стойкостью. Есть кабель на 90, 120, 150, 200 и даже 230 градусов. То есть может неограниченно долго работать при температуре в два раза превышающей температуру кипения воды (заметьте – мы добываем вроде как нефть, а она очень даже не хило горит – но ведь надо же кабель с теплостойкостью свыше 200 градусов – и причем практически повсеместно).

Дальше начинаются нюансы – то есть следующие штуки не всегда нужны – но тоже используются.

Газосепаратор (или газосепаратор-диспергатор, или просто диспергатор, или сдвоенный газосепаратор, или даже сдвоенный газосепаратор-диспергатор). Штука, которая отделяет свободный газ от жидкости.. вернее жидкость от свободного газа… короче снижает количество свободного газа на входе в насос. Часто, очень часто количества свободного газа на входе в насос вполне достаточно, что бы насос не работал – тогда ставят какое либо газостабилизирующее устройство (названия я перечислил в начале абзаца). Если нет необходимости ставить газосепаратор – ставят входной модуль, жидкость же как то должна попадать в насос? Вот. Что то ставят в любом случае.. Либо модуль, либо газик.

ТМС – это своего рода тюнинг. Кто как расшифровывает – термоманометрическая система, телеметрия.. кто как. Правильно (это старое название – из 80 лохматых годов) – термоманометрическая система, так и будем обзывать – бо почти полностью объясняет функцию устройства – меряет температуру и давление – там – прям внизу – практически в преисподней.

Есть еще защитные устройства. Это обратный клапан (самый распространенный – КОШ – клапан обратный шариковый) – что бы жидкость не сливалась из труб, когда насос остановлен (подъем столба жидкости по стандартной трубе может занимать несколько часов – как то жалко этого времени). А когда нужно поднять насос – этот клапан мешается – из труб постоянно что то льется, загаживая все вокруг. Для этих целей есть сбивной (или сливной) клапан КС – смешная штука – которую каждый раз ломают когда поднимают из скважины.

Все это хозяйство висит на насосно-компрессорных трубах (НКТ — заборы из них делают очень часто в околонефтяных городах). Висит в следующей последовательности:
Вдоль НКТ (2-3 километра) – кабель, сверху – КС, потом КОШ, потом ЭЦН, потом газик (или входной модуль), затем протектор, дальше ПЭД, а еще ниже ТМС. Кабель проходит вдоль ЭЦНа, газика и протектора до самой головы двигателя. Эка. Все сверх на голову короче. Так вот – от верху ЭЦНа до низа ТМСа может быть 70 метров. и сквозь эти 70 метров проходит вал, и все это вращается… а вокруг – большая температура, огромное давление, дофига мехпримесей, коррозионноактиваня среда.. Бедные насосики…

Все штуки секционные, секции длиной не более 9-10 метров (иначе как их в скважину засунуть?) Собирается установка непосредственно на скважине: ПЭД, к нему пристегивается кабель, протектор, газик, секции насоса, клапана, трубы.. Да! не забываем прикреплять кабель ко всему при помощи клямс – (такие пояски стальные специальные). Все это макается в скважину и долго (надеюсь) там работает. Что бы это все запитать (и как-то этим управлять) на земле ставят повышающий трансформатор (ТМПН) и станцию управления.

Вот такой штукой добывают то, что потом превращается в деньги (бензин, дизтопливо, пластмассы и прочую фигню).

Попробуем разобраться.. как это все устроено, как делается, как выбирать и как использовать.

Монтаж и эксплуатация УЭЦН

Перед монтажом установки электроцентробежного насо­са скважину необходимо тщательно подготовить. Для этого скважину промывают, то есть очищают от грязи и песчаной пробки, после чего проводится контрольная отбивка забоя и отбор пробы на содержание механических примесей (содер­жание КВЧ в растворе не должно превышать 100 мг/л). Затем скважину шаблонируют (проверяют проходимость ствола). Шаблонирование эксплуатационной колонны перед спуском УЭЦН производится:

— в скважинах, выходящих из бурения или из капитального ремонта, связанного с ремонтом эксплуатационной колонны;

— при переводе скважины на эксплуатацию с помощью УЭЦН (с другого способа эксплуатации);

— при смене УЭЦН на типоразмер большего диаметра;

— при увеличении глубины спуска УЭЦН;

— в случаях обнаруженного механического повреждения кабеля и затяжках при спускоподъемных операциях.

Глубина спуска шаблона должна быть ниже места размеще­ния УЭЦН не менее чем на 50 метров.

Длина шаблона должна быть не меньше длины установки ЭЦН, но не менее 16 метров. Диаметр шаблона определяется размерами эксплуатационной колонны и установки и находится в пределах на 2-4 мм больше максимального диаметра погружного агрегата. В случаях непрохождения шаблона либо при затяжках производится райбирование эксплуатационной колонны с последующим шаблонированием.

На расстоянии 25 м от скважин (в зоне видимости скважин) подготавливается площадка для размещения наземного элек­трооборудования УЭЦН с контуром заземления, связанным с контуром заземления трансформаторной подстанции (ТП 6/0,4) и кондуктором скважины стальной лентой.

На расстоянии от 5 до 25 м от устья скважины устанавли­вается клеммная коробка, отвечающая по конструкции требо­ваниям техники безопасности.

Устьевая арматура скважины, подготовленной к запуску УЭЦН, оборудуется манометрами, обратным клапаном на линии, соединяющей затрубное пространство с выкидом, шту­церной камерой (при технологической целесообразности) и патрубком для исследования.

Автонаматыватель устанавливается на расстоянии 15-20 м от устья скважины так, чтобы ось кабельного барабана была перпенди­кулярна плоскости вращения кабельного ролика, радиус которого должен быть не меньше 380 мм.

Производится центровка талевой системы подъемника от­носительно устья скважина. Кабельный ролик подвешивается на мачте подъемника, на высоте 8-10 метров таким образом, чтобы ось вращения кабельного ролика и ось барабана были перпендикулярны плоскости вращения ролика.

Погружное оборудование монтируют непосредственно на устье скважины. В процессе монтажа мастер (бурильщик, стар­ший оператор) бригады ремонта скважин контролирует:

Читайте также  Когда будет трансмиссия 2011

— сверяет соответствие типоразмера привезенной установки заказанной, а также номеров узлов записанным в эксплуатаци­онном паспорте;

— контролирует опрессовку токоввода ПЭД на величину 5 кгс/см 2 в течение 10 минут, при которой не допускаются падение давления, течь масла и запотевание;

— проверяет установку шлицевых муфт и легкость враще­ния валов;

— проверяет сопротивление изоляции установки в сборе, которое должно составить не менее 100 МОм, наличие марки­ровки и фазировки концов кабеля;

— проверяет длину кабеля по записям в протоколе на кабель и на бирке (клейме) кабеля с отметкой об этом в эксплуатаци­онном паспорте УЭЦН;

— при монтаже УЭЦН с ПЭД мощностью 90 кВт и выше требует выполнения фазировки на устье;

— контролирует использование при монтаже нового крепежа (болтов, гаек, винтов, пружинных шайб) взамен транспортиро­вочного и производства их затяжки моментными ключами с ве­личиной усилия, равной 5 кгс для гаек М12 и 3,5 кгс — М10;

— подтверждает качество выполненного монтажа и готов­ность оборудования УЭЦН к спуску, о чем расписывается в эксплуатационном паспорте УЭЦН.

Спуск установки ЭЦН в скважину производится со скоро­стью не выше 0,25 м/сек (при средней длине трубы 8 м время ее спуска составит 32 сек).

В процессе спуска установки периодически производится проверка центровки подъемника относительно устья скважины, при необходимости выполняется его центровка.

При спуске установки необходимо обязательное соблюде­ние следующих требований:

— зачистка металлической щеткой и смазка резьб НКТ;

— шаблонирование каждой трубы (при использовании ре­монтных и повторно используемых труб);

— замер длины каждой трубы с записью меры НКТ;

— очистка наружной поверхности НКТ от песка и парафи­на.

При спуске УЭЦН в скважину проворачивание установки и подвески НКТ недопустимо. С этой целью при использовании ключей без задерживающих устройств первые 20-30 труб над УЭЦН свинчиваются вручную с применением задерживающего ключа.

В процессе спуска недопустимы рывки или натяжка и изги­бы кабеля радиусом менее 380 мм, кабель от автонаматывателя до устья должен находиться в постоянно провисшем состоянии под собственным весом, но при этом не волочиться по земле, а находиться в стойках.

" Кабель к НКТ крепится стальными поясами (клямсами) на расстоянии 250-300 мм выше и ниже каждой муфты НКТ, не до­пуская при этом слабины и провисов кабеля внутри скважины. Стальные пояса устанавливаются также выше и ниже сростков кабеля на расстоянии 150-200 мм от них. Если сростка оказалась на муфте НКТ, то труба заменяется на другую необходимой длины. Стальные пояса затягиваются до момента начальной деформации брони кабеля. Пряжки стального пояса следует располагать в свободном пространстве между НКТ и кабелем. — Обратный и сбивной клапаны поставляются на скважину в комплекте с УЭЦН. Седло обратного клапана должно иметь резиновый уплотнитель. Обратный клапан должен обеспечи­вать герметичность по жидкости.

Между обратным и сливным клапанами свинчиваются 1-2 шт. НКТ во избежание перекрытия сбивного клапана осаждаю­щимся песком или другими механическими частицами,

.Через каждые 300 метров спуска УЭЦН проверяется сопро­тивление изоляции УЭЦН мегаомметром с записью результатов замера в эксплуатационном паспорте установки.

При снижении сопротивления изоляции до величины менее 5 МОм или обнаружения повреждений на кабельной линии, а также при появлении осложнений спуск прекращается.

После окончания спуска УЭЦН замеряется сопротивление изоляции установки до и после герметизации сальникового ввода кабеля, величина которого должна быть не менее 5 МОм. Свободный конец брони кабеля закрепляется под гайкой устье­вой арматуры. Кабель прокладывается от устья до станции управления или клеммной коробки (при ее наличии).

В процессе эксплуатации погружных электронасосов про­водятся замеры следующих параметров работы установки с записью в эксплуатационном паспорте:

— буферного, затрубного и линейного давлений;

• — через 1 сутки — после вывода на режим (контрольный замер);

• — еженедельно — до 60 суток работы;

• — ежемесячно — после 60 суток работы;

• — через 1 сутки после вывода установки на стабильный режим;

• — ежеквартально — в процессе эксплуатации. Отбор проб на содержание КВЧ в продукции осуществля­ется:

— при выводе на режим (жидкость глушения);

— через двое суток после вывода на режим;

— один раз в полугодие в процессе дальнейшей эксплуата­ции.

Отбор проб на обводненность производится после вывода на режим, далее не реже двух раз в месяц с записью результатов анализа в эксплуатационный паспорт УЭЦН.

В соответствии с графиком проводятся операции по пред­упреждению отложений парафина, солей в подъемных лифтах скважин с отметкой в эксплуатационном паспорте УЭЦН.

Дата добавления: 2017-06-13 ; просмотров: 6324 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Особенности вывода УЭЦН на режим оборудованных ТМС.

Пропант – гранулированный песок, используемый для закрепления трещин в пласте при ГРП.

ТМС – погружная термо — манометрическая система.

ПЭД – погружной электродвигатель.

АГЗУ – автоматизированная групповая замерная установка.

Qж – дебит жидкости (м3/сут).

Общие положения.

Настоящее дополнение вводится для вывода скважин на режим после проведения гидроразрыва пласта (ГРП), забурки вторых стволов (ЗВС) и УЭЦН оборудованных термо — манометрической системой (ТМС).

Дополнительные осложнения при вывода скважин на режим после ЗВС и ГРП.

При запуске скважин после проведения ГРП или ЗВС появляются дополнительные осложняющие факторы:

1. Изменяющийся коэффициент продуктивности;

2. Большая вероятность того, что дебит жидкости и динамический уровень в скважине будет снижаться и значительно отличаться от расчетного;

3. Большое насыщение пласта жидкостью разрыва и жидкостью промывки;

4. Повышенный вынос механических примесей (пропанта, остатков бурового раствора, песка и.т.д.);

5. Использование для гидроразрыва пласта (ГРП) пресной воды, что приводит к смешиванию вод и образованию солеотложений.

6. Изменение режимных параметров работы скважины (дебита, динамического уровня), которые приводят к химической не стабильности добываемой жидкости.

Особенности вывода скважин на режим после ЗВС и ГРП.

Перед запуском, если скважина заглушена раствором плотностью более 1,08 г/см3, для облегчения запуска УЭЦН и снижения времени освоения скважины, рекомендуется смена объема на раствор плотностью 1,02 г/см3 (смена объема согласовывается с ПОДН).

Для уменьшения выноса механических примесей и не допущению перегрева УЭЦН, через час после первоначального запуска, УЭЦН с номинальной подачей от 15 до 50 м3/с останавливается на охлаждение на 1,5 часа.

После запуска УЭЦН номинальной подачей от 15 до 50 м3/с, после охлаждения ПЭД, его работа ограничивается 5-ю часами, затем производится остановка на охлаждение ПЭД на 2 часа и УЭЦН выводится следующим образом (5 часов работы 2 охлаждения) пока не будет отобран весь объем жидкости разрыва и жидкости глушения.

В карточке вывода на режим ведется учет откаченной со скважины жидкости.

В дальнейшем если снижения динамического уровня не наблюдается, УЭЦН выводится на режим согласно регламента по выводу скважин на режим.

Особенности вывода УЭЦН на режим оборудованных ТМС.

Перед выводом на режим технолог ЦДНГ выдает задание оператору добычи нефти и газа производящему вывод скважины на режим следующие параметры:

1. Диаметр эксплуатационной колоны;

3. Номинальную подачу УЭЦН;

5. Глубину спуска УЭЦН;

7. Максимально допустимую температуру ПЭД и минимально допустимое давление на приеме УЭЦН.

8. Граничные параметры работы УЭЦН при которых следует останавливать УЭЦН.

Перед запуском УЭЦН оборудованных ТМС электромонтер ЭПУ выставляет следующие уставки защиты контролера станции управления: максимальная температура 90 градусов Цельсия, минимальное давление на приеме насоса не менее 40 атм., при этом должно соблюдаться условие — забойное давление не должно быть меньше давления насыщения более чем на 25%.

УЭЦН оборудованные ТМС выводятся на режим без остановки на охлаждение погружного электродвигателя (остановка осуществляется в случае нагрева УЭЦН более 90 градусов Цельсия зафиксированного датчиком телеметрии).

При выводе на режим УЭЦН оборудованных ТМС допускается производить вывод с отслеживанием дебита жидкости по АГЗУ, давления и температуры на приеме насоса (без отслеживания Нд, при исправной системе телеметрии) с занесением данных в карточке вывода скважины на режим.

При остановке УЭЦН по максимальной температуре или минимальному давлению решение о повторном запуске принимается технологической службой ЦДНГ.

Причиной остановки по максимальной температуре могут быть: неправильное вращение УЭЦН, большое содержание газа на приеме УЭЦН, срыв или снижение подачи насоса, не герметичное НКТ, засорение насоса и т.д. Поэтому перед повторным запуском необходимо определиться с причиной повышения температуры и предпринять соответствующие меры для снижения влияния фактора вызвавшего увеличение температуры.

При повторной остановке скважины по минимальному давлению вывод на режим осуществляется методом долговременной депрессии.

После вывода скважины на режим технолог ЦДНГ дает заявку в ЭПУ на оптимизацию напряжения подаваемого на ПЭД и уставок защиты контролера станции управления.

Электромонтер ЭПУ выставляет на контроллере станции управления следующие уставки защиты: максимальная температура 110 градусов Цельсия, минимальное давление на приеме насоса не менее 50 атм., при этом должно соблюдаться условие — забойное давление не должно быть меньше давления насыщения более чем на 25%.

После оптимизации напряжения и установке защиты электромонтер ЭПУ снимает показания с контролера станции управления и после обработки на ПК, распечатка с параметрами работы УЭЦН предоставляется в технологическую службу ЦДНГ и хранится вместе с карточкой вывода скважины на режим.

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!: