2.4 Обслуживание и промывка скважин УЭЦН
Различают промывки скважин:

- прямую,

- обратную и специальные способы промывки.

При прямой промывке промывочная жидкость закачивается в спущенные в скважину трубы, а подъем воды с размытым песком происходит по кольцевому пространству. В процессе промывки трубы находятся на весу и спускаются с той или иной скоростью в зависимости от плотности пробки и количества жидкости, необходимой для подъема размытого песка на поверхность.

Обратная промывка отличается от прямой промывки тем, что промывочная жидкость поступает в кольцевое пространство, а подъем с размытым песком происходит по насосно-компрессорным трубам. Для герметизации устья скважины при обратной промывке обязательно применение специальной головки с резиновым манжетом-сальником, плотно охватывающим тело трубы.

Процесс промывки:

Производится расстановка техники и оборудования согласно схеме.

В зависимости от способа промывки производится сборка нагнетательных и выкидных линий.

При промывке пробки промывочную жидкость следует отводить в промысловую канализацию или в амбар.

На насосе промывочного агрегата должен быть установлен манометр и предохранительное устройство для предотвращения разрыва насоса, напорной линии, шланга и запорной арматуры.

Выкид от предохранительного устройства должен быть направлен под пол агрегата и укреплен.

Промывочный шланг должен иметь по всей длине петлевую обмотку из мягкого металлического каната, прочно прикрепленного к стояку и вертлюгу.

До начала промывки скважины вся система промывочного агрегата и промывочная линия до устья скважины должна быть опрессована на полуторакратное давление от рабочего.

Открыть рабочую задвижку на фонтанной арматуре. Вызвать циркуляцию на малой скорости, убедившись, что параметры (давление на нагнетательной линии, расход выходящей жидкости) промывки соответствуют расчетным постепенно довести подачу насоса до плановой.

Персонал бригады должен находится в безопасной зоне и следить за процессом промывки, в случае обнаружения отклонений от процесса дать сигнал руководителю работ.

При перерывах циркуляции необходимо приподнять трубы и периодически расхаживать их. При длительной остановке надо поднять несколько труб в зависимости от количества выносимого песка из скважины и диаметра колонны.

Подготовка скважины ведется в соответствии с “Планом работ” выданным цехом добычи с учетом следующих требований:

---

Глушение скважины производить необходимым количеством циклов, не допуская глушения на пласт (в лоб).

Жидкость глушения на растворном узле должна проверяться на содержание количества взвешенных частиц (КВЧ) с отметкой в журнале.

Скважины, в которые впервые спускают УЭЦН (перевод на мех. добычу с применением УЭЦН), а также скважины Программы ИДН должны быть:

- тщательно промыты с допуском НКТ до глубины ниже нижних отверстий перфорации на 2 метра (объем промывочной жидкости не менее 2 объемов скважины, темп прокачки не менее 13 л/сек, окончание промывки после прекращения выпадения осадков). Промываются также скважины перед каждым спуском УЭЦН, у которых содержание мехпримесей в жидкости больше допустимой нормы (0,1 г/л).

В процессе каждой операции по спуску УЭЦН к акту на выполненные работы должна быть приложена мера НКТ.

Эксплуатирующиеся УЭЦН скважины должны иметь зумпф не менее 2 метров, в случае его отсутствия необходимо произвести промывку забоя.

Перед первым спуском в скважину УЭЦН, а также по рекомендации технолога НГДУ производится проработка скрепером эксплуатационной колонны до расчетной глубины.

2.5 Технология процесса
УЭЦН предназначены для откачки из скважин пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ и механические примеси.

Эксплуатация нефтяных скважин и добыча нефти при помощи установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) наиболее распространенная технология на российском рынке нефтедобычи.

Рисунок 2.2 – Схема УЭЦН
Российский рынок УЭЦН является на сегодняшний день наиболее крупным сегментом рынка нефтяных насосов.

Основные преимущества УЭЦН:

- наилучшая приспособленность к российским условиям добычи нефти,

- возможность подбора установок,

- возможность выбора эффективной технологии добычи нефти в широком диапазоне осложняющих факторов пластово-скважинных характеристик.

Установка погружного центробежного насоса включает в себя погружное и наземное оборудование.

В погружное оборудование входит: электронасосный агрегат, который спускают в скважину под уровень жидкости на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ).



Рисунок 2.3 – Скважинный насос
Электронасосный агрегат состоит из:

- электродвигателя с гидрозащитой,

---

- газосепаратора,

- центробежного насоса,

- обратного и сливного клапанов.

К наземному оборудованию относится: электрооборудование установки и устьевое оборудование скважины (колонная головка и устьевая арматура, обвязанная с выкидной линией).

Электрооборудование, в зависимости от схемы токоподвода, включает в себя либо комплектную трансформаторную подстанцию для погружных насосов (КТППН), либо трансформаторную подстанцию (ТП), станцию управления и трансформатор.

Электроэнергия от трансформатора (или от КТППН) к погружному электродвигателю подается по кабельной линии, которая состоит из наземного питающего кабеля и основного кабеля с удлинителем.

Соединение наземного кабеля с основным кабелем кабельной линии осуществляется в клеммной коробке, которая устанавливается на расстояние 3-5 метров от устья скважины.

Необходимость эксплуатации ЭЦН в скважине накладывает ограничения на диаметр насоса.

Большинство применяемых центробежных насосов для добычи нефти не превышает 103 мм (5А габарит насоса).

Основными параметрами, определяющими характеристики работы насоса, являются: номинальный дебит или производительность (м³/сут), развиваемый напор при номинальном дебите (м), частота вращения насоса (об/мин).
2.6 Расчёт подбора УЭЦН
Исходные данные для расчета

Глубина скважины H=2552 м

Глубина спуска насоса ????_н =1600м

Дебит скважины по жидкости ????_ж=106м³/сут

Плотность жидкости ????_ж =851 кг/м³

Динамическая вязкость жидкости ????_ж= 0,00152 Па

Обводненность=0,03

Диаметр эксплутационной колонны d=0,146 м

Коэффициент продуктивности = 10,7м³/(сут · МПа)

Пластовое давление???? _пл =20,9 МПа

Диаметр лифта ????_л=0,06м

Давление на устье скважины ????у= 1 МПа

Газовый фактор =70 м³/м³

Давление насыщения у приема насоса ????_нас=9,56 МПа

Пластовая температура t=80℃

Вязкость дегазированной нефти при 20 ⁰ С µ₂₀=14,4мПа·с

Вязкость дегазированной нефти при 50⁰ С µ₅₀=6,2мПа·с

Вязкость нефти в пластовых условия ????_нп= 3,9мПа·с

Вязкость воды ????в= 1 мПа·с.
Прежде, чем рассчитывать соответствующие давления,

вычисляем относительные вязкости дегазированной нефти при температуре ????_пл=20 ℃ и ????_пл=50 ℃ по формуле
µ_t = , µ_t =

---

(2.1)
µ_t = = 20 мПа·с, µ_t = = 50 мПа·с

где ????_????-относительная динамическая вязкость дегазированной нефти при температуре t;

????₂₀,????₅₀-относительные динамические вязкости дегазированной нефти при температурах соотвественно 20 и 50 ℃, вязкость воды ????_в- 1 мПа·с.

Расчет относительной вязкости дегазированной нефти ????_нд при пластовой температуре t=80 ⁰ С выполняем по формуле
lg µ_t = lg µ₂₀ (2.2)
lg µ_t = lg 20 = 2,2 мПа·с

Находим вязкость дегазированной нефти при ????_пл=80 ℃

µ_{80 =} µ_t⸱ µ_в (2.3)
µ_{80 =} 2,2⸱ 1 = 2,2 мПа·с

Проверяем соотношение ????_нд/ ????_нп по формуле



Если условие выполняется, то в данном случае оценку оптимального давления на приеме можно выполнить по следующим формулам

При В <0,6
(2.5)
При В >0,6
(2.6)
где В – объемная обводненность продукции, доли единицы.



Для оценки допускаемого давления на приеме ПЦЭН можно использовать следующие формулы

При В < 0,6
(2.7)

При В > 0,6
(2.8)


Предельное давление на приеме во всей области 0 < В < 1 можно рассчитать по следующей зависимости
(2.9)


Выбираем формулы для расчета оптимального, допускаемого и предельного давления на приеме ЭЦН исходя из заданной величины обводненности.

Выбираем формулы для расчета при В < 0,6 или при В > 0,6.

Таким образом, получаем соответствующие давления на приеме насоса, которые должны использоваться при подборе УЭЦН.
2.7 Технологические показатели фондов скважин

---

Проанализировав результаты расчетов подбора установок ЭЦН к скважинам Барсуковского месторождения можно рекомендовать следующие мероприятия по оптимизации работы скважин – правильный выбор соответствующего типоразмера для смены насоса для конкретных условий эксплуатации каждой скважины, т.к. в конечном итоге, правильно подобранное оборудование определяет размер затрат подьема продукции скважины на поверхность.

Оптимизацию режимов работы скважин, предлагается провести путем замены УЭЦН с меньшего типоразмера на больший. Оптимизация УЭЦН повлияет на наработку насосов на отказ, но сможет существенно повысить дебит скважины по жидкости, а соответственно по нефти. При оптимизации режима работы скважины производят замену насоса УЭЦН в соответствии с добывными возможностями скважины. Подбор производят исходя из существующих параметров вручную или с помощью компьютера.
Таблица 2.1 – Фактические и расчетные технологические режимы работы

скважин

№скв	До смены типа насоса			После смены типа насоса			Межремонтный период, сут		Количество ремонтов		Технологическая эффективность
	Тип насоса	Дебит жидкости	Дебит нефти	Тип насоса	Дебит жидкости	Дебит нефти	До	После	До	После	До	После
834	ЭЦН-30	630,5	12,61	ЭЦН-50	686,5	13,73	93	180	4	2	-2	30929,81
962	ЭЦН-30	936,5	18,73	ЭЦН-50	978	19,56	98	185	4	2	-2	34045,52
1012	ЭЦН-30	509,5	10,19	ЭЦН-50	617	12,34	95	192	4	2	-2	47979,61
1024	ЭЦН-30	521	10,42	ЭЦН-50	737,5	14,75	92	179	4	2	-2	98809,73
956	ЭЦН-30	712,5	14,25	ЭЦН-50	816	16,32	92	184	4	2	-2	64599,53
Итог	-	-	-	-	-	-			20	10	-20	276364,2

---

Смотрите также файлы

• Белгородская государственная сельскохозяйственная академия им. В. Я. Горина.rtf

• Описание компетенции графический дизайн.docx

• Вопрос Восточный вопрос и его влияние на внешнюю политику Российской империи в 1825 1855 гг.docx

• Минобрнауки россии федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю. А..doc

• Опросник для диагностики организационной культуры (по методике К. Камерона и Р. Куинна).docx