Эксплуатация скважин с применением погружных центробежных насосов (УЭЦН) на Линейном месторождении

метки: Скважина, Эксплуатация, Насос, Модернизация, Пласт, Работа, Свита, Содержание

Погружные центробежные насосы (УЭЦН) в настоящее время являются одним из основных средств механизированной эксплуатации нефтяных скважин. На их долю приходится более 53% добываемой в России нефти и более 63% извлекаемой из скважин жидкости.

Одно из важнейших условий эффективного использования УЭЦН — это правильный подбор УЭЦН к скважине, то есть выбор для каждой конкретной скважины таких взаимообусловленных типоразмеров насоса, электродвигателя с гидрозащитой , кабеля, трансформатора, подъемных труб из имеющегося парка оборудования, и такой глубины спуска насоса в скважину, которые обеспечат освоение скважины и технологическую норму отбора жидкости (номинального дебита) из нее в установившемся режиме работы системы скважина — УЭЦН при наименьших затратах.

Подбор УЭЦН к скважине на современном уровне связан с выполнением относительно трудоемких и громоздких вычислений и осуществляется с помощью ЭВМ.

УЭЦН предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин и используется для форсирования отбора жидкости. Установки относятся к группе изделий II, виду I по ГОСТ 27.003-83.

Для надежной работы насоса требуется его правильный подбор к данной скважине. При работе скважины постоянно меняются параметры плата, призабойной зоны пласта, свойства отбираемой жидкости: содержание воды, количество попутного газа, количество механических примесей, и как следствие, отсюда идет не доотбор жидкости или работа насоса вхолостую, что сокращает межремонтный период работы насоса. На данный момент делается упор на более надежное оборудование, для увеличения межремонтного периода, и как следствие из этого снижение затрат на подъем жидкости. Этого можно добиться, применяя центробежные УЭЦН вместо ШСН, так как центробежные насосы имеют большой межремонтный период.

Установку УЭЦН можно применять при откачке жидкости, содержащих газ, песок, и коррозионо-активные элементы.

нефть погружной центробежный насос скважина

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Общие сведения о месторождении

Линейное нефтяное месторождение расположено в Александровском районе Томской области в 163 км к востоку от поселка Александровское. Рассматриваемые месторождения входят в состав Тунгольского лицензионного участка №61. Общая площадь участка составляет 4991,8 км ² . Геологоразведочные работы в его пределах проводились в период 1970-1990 гг. В результате этих работ открыто 2 месторождения нефти (Линейное и Тунгольское), выявлены и подготовлены ряд объектов. Промышленная нефтеносность месторождения связана с терригенными отложениями горизонта Ю1 васюганской свиты. Общая мощность пласта в пределах площади составляет 15-20 м. Эффективная мощность изменяется от 14 до 1,5 м. Вследствие, наличия в объеме пласта аргиллитового прослоя и частичной его глинизации в западной и северной частях структуры. Залежь нефти на линейном месторождении по типу относится к пластово-свободным. Глубина залегания залежи 2498 — 2521 м, ее высота 25м. Коэффициент заполнения ловушки 31%. Покрышкой для залежи является аргиллитовая пачка баженовской и куломзинской свит мощностью 170 м. На 01.01.2011 на месторождении запасы нефти кат. А+в+с1 составляют 2 млн. т, кат. С2-15,3 млн. т.

Подбор оптимального режима скважин эксплуатируемых установками ...

... Таким образом, проведенные разведочные работы на Хохряковском месторождении позволили открыть залежи нефти в пластах верхней и средней юры. ... скважин оборудованных ЭЦН это дает надежность эксплуатации оборудования, если программа не сработает по токовым нагрузкам то ... ТМС по параметрам температуры и давления на приеме насоса может отключаться и запускаться. По давлению и температуре ...

Рисунок 1. Условное обозначение

Гидрографическая сеть представлена рекой Киевский Еган, протекающей вблизи всей юго-восточной границы участка, а также верховьями рек Малая Вартовская, Пиковый Еган, Назинская. Климат резко-континентальный с продолжительной холодной (до -50 ⁰ С) зимой и коротким теплым летом. Метели и сильные снегопады продолжаются с октября по апрель. Грунт промерзает в среднем до глубины 1,2 м, болота — до 0,5 м. Толщина снегового покрова достигает 1,5 м. Отопительный сезон длится с середины сентября по май.

Населенные пункты на территории участка отсутствуют. Расстояние от его середины до областного центра — г. Томска составляет 550 км, до г. Стрежевого — 170 км (по прямой).

Ближайший к участку крупный населенный пункт — с. Александровское удален на 150 км.

1.2 Стратиграфия

В геологическом строении Линейного месторождения принимают участие метаморфизованные образования доюрского складчатого фундамента и отложения мезо-кайнозойского осадочного чехла.

Юрская система Y

Продуктивные пласты на Линейном месторождении находятся в Юрской системе в баженовской свите.

Отложения юрской системы делятся на три отдела: нижний и средний отделы делятся на четыре яруса каждый. На рассматриваемой территории нижне-среднеюрские отложения рассматриваются в качестве континентальной угленосной сероцветной формации. Верхнеюрские отложения — как морская терригенная сероцветная формация, с обособлением баженовской свиты — глубоководной морской битуминозной толщи.

Нижний отдел J ₁

Тюменская свита J ₁ tm

Свита представлена толщей песчано-глинистых сероцветных образований с прослоями и линзами углей, углистых аргиллитов и карбонатизированных пород. В составе свиты выделяются песчано-алевритовые пласты, индексируемые от Ю ₂ до Ю₉ , углистые прослои и пачки, для которых приняты обозначения от У₂ до У₁₅ . Мощность тюменской свиты на территории работ достигает 300 метров.

Нижняя подсвита представлена переслаиванием пластов песчаников, алевролитов и аргиллитов, иногда углистых, с пропластками гумусово-сапропелевых углей. Песчаники различной сортировки, мелкозернистые алевритовые светло-серые с углефицированным растительным детритом, подчеркивающим разнообразные типы слоистости. Алевролиты и аргиллиты темно-серые, преимущественно волнисто- или горизонтально-слоистые, часто массивные, с редкими остатками солоноватоводных двустворчатых моллюсков, микрофитопланктона, флоры. Пласты Ю ₇ -Ю₉ .

Повышение нефтеотдачи пласта путем закачки гелеобразующих композиций ...

... разрез» баженовской свиты, где в толще битуминозных глин присутствуют песчано-алевритовые пропластки. Отложения баженовской свиты являются ... отложений по материалам глубоких скважин составляет 320 - 370м. Тюменская свита (J1-2 kl) представлена комплексом континентальных образований и сложена преимущественно ... в разрезе свиты пластов-коллекторов. Общая толщина свиты 220 - 270м. Васюганская свита (J 3 ...

Средняя подсвита представлена преимущественно мелководно-морскими и лагунными аргиллитами и алевролитами в разной мере песчаными, с прослойками углистых разностей, с редкими остатками солоноватоводных двустворок, фораминифер (на территории Томской и юго-востоке Тюменской областей), микрофитопланктона и флоры. В подсвите выделяются пласты Ю ₅ -Ю₆ .

Верхняя подсвита сложена толщей переслаивания преимущественно мелководно-морских и прибрежно-морских алевролитов в разной мере песчаных, песчаников в разной мере алевритовых, с прослоями аргиллитов, пропластками углей, с остатками морских двустворок, фораминифер, микрофитопланктона. Пласты Ю ₂ -Ю₄ .

Средний отдел J ₂

Васюганская свита J ₂ vs

Отложения васюганской свиты на отложениях тюменской свиты залегают согласно. По литологическим особенностям васюганская свита делится на две подсвиты: нижневасюганскую, преимущественно глинистую, и верхневасюганскую, преимущественно песчаную. В переслаивании песчаных и глинистых пластов горизонта Ю ₁ отражена последовательность трансгрессивно-регрессивных событий верхнеюрской эпохи осадконакопления. Верхняя граница свиты проведена по появлению в разрезах скважин георгиевских глин, а в случае их отсутствия — по битуминозным аргиллитам баженовской свиты. На каротажных диаграммах это четко фиксируется в случае с георгиевской свитой — резким спадом кажущихся сопротивлений, в случае с баженовской свитой — их резким возрастанием. Нижняя граница не всегда четко выделяется по данным ГИС, и в ряде случаев была принята условной.

Нижневасюганская подсвита J ₁ vs

На рассматриваемой территории отложения подсвиты представлены темно-серыми аргиллитами, плотными, полосчатыми, с включениями конкреций и стяжений пирита, с ходами хондритов, насыщенными обугленной растительной органикой. Часто аргиллиты переслаиваются с тонкозернистыми алевролитами, образуя линзовидные, пологоволнистые текстуры.

Верхневасюганская подсвита J ₂ vs

Объему верхневасюганской подсвиты соответствует песчано-глинистый горизонт Ю-I, формировавшийся в период регрессивно-трансгрессивного развития Западно-Сибирского бассейна, вследствие чего в его строении можно выделить три осадочных пачки, названные по общепринятым представлениям Томских геологов: подугольной, межугольной и надугольной. Подугольная толща представлена песчано-алевритовыми пластами Ю ₁ ⁴ и Ю₁ ³ , являющимися на месторождении водоносными. Межугольная толща сложена переслаиванием аргиллитов и алевролитов; в отдельных скважинах — аргиллитами крепкими, линзовидно-слоистыми. Надугольная толща содержит пласт Ю₁ ^1-2 , являющийся промышленно нефтеносным. Пласты представлены серыми с буроватым оттенком песчаниками, средне-мелкозернистыми, слюдистыми, средне-сцементированными. Формирование горизонта Ю-I происходило в условиях мелководного бассейна островного типа. Толщина васюганского горизонта составляет в среднем 50 м.

Верхний отдел J ₃

Баженовская свитаJ ₃ bg

Баженовская свита, венчающая юрскую систему, формировалась в условиях максимальной позднеюрской трансгрессии. В литологическом плане отложения свиты представлены битуминозными аргиллитами плотными, черными с коричневатым оттенком, с прослоями радиоляритов и глинистых известняков, с характерными отпечатками онихитов. На электрокаротажных диаграммах баженовская свита характеризуется аномально высокими значениями КС, имеет характерный облик и четко фиксируется на диаграммах стандартного каротажа. Отложения баженовской свиты прослеживаются повсеместно, являются наиболее надежным сейсмостратиграфическим репером, к которому приурочен горизонт II-а и служат региональной покрышкой продуктивного пласта Ю11-2. Мощность свиты в пределах месторождения составляет 10-30 м.

1.3 Тектоника

В составе фундамента выделяются два структурных этажа. Нижний или складчатый этаж сложен геосинклинальными формациями глубоко метаморфизованных и сильно дислоцированных пород докембрия и палеозоя, прорванных интрузиями различного состава. Структурный этаж фундамента занимает промежуточное положение между геосинклинальными образованиями складчатого основания и типично платформенными отложениями осадочного чехла.

Поднятия выполаживаются, а прогибы становятся менее глубокими. Анализ структурных планов и сейсмических разрезов указывает на унаследованный характер тектонического развития, заложенного в юрский период. Группа Линейных локальных поднятий представлена антиклинальной складкой субширотного простирания, которая осложнена четырьмя основными куполами, разделенными депрессионными зонами. Линейные куполовидные поднятия отделены от наиболее крупного Эмторского поднятия прогибом субширотного простирания. В западном направлении депрессионные зоны субмеридионального направления отделяют район исследования от Сигаевских, Куликовских Вартовских поднятий.

Согласно тектонической карте, на изучаемой площади основной структурой складчатого фундамента является Усть-Тымская палеозойская впадина, на северо-востоке территория захватывает часть Пыль-Караминского мегантиклинория, в южной части участок пересекает Усть-Тымский грабен-рифт. Усть-Тымская наложенная впадина в своем основании имеет Усть-Тымский срединный массив, который представляет собой фрагмент салаирской складчатости. Массив полностью перекрыт осадочным комплексом среднего-верхнего палеозоя, вскрытого скважинами на Вартовской площади, расположенной к западу от района работ. На этой же площади Восточно-Никольская параметрическая скважина №1 прошла по терригенным породам верхней части карбона и перми 1930 м.

1.4 Нефтегазоводоносность

Нефтегазоносность на Линейном нефтяном месторождении связана с надугольной толщей регионально нефтегазоносного горизонта Ю-I васюганской свиты. Промышленно нефтеносным является пласт Ю11-2 верхневасюганской подсвиты.

По схеме нефтегазогеологического районирования (НГГР) юго-восточных районов Западной Сибири изучаемая площадь 61 лицензионного участка находится в пределах Усть-Тымского нефтегазоносного района (НГР), входящего в состав Пайдугинской нефтегазоносной области (НГО).

Линейное нефтяное месторождение открыто в 1972 году в результате бурения и испытания первой скважины 1 на площади, заложенной в восточной часть структуры. На площади пробурено пять поисковых (1, 2, 3, 4, 5) и три разведочных (6, 7, 8) скважин, из них пять скважин — 1, 5, 6, 7, 8 оказались в контуре залежи.

Продуктивным на месторождении является пласт Ю11-2. Коллекторы представлены песчаниками светло-серыми, средне-крупнозернистыми, малоглинистыми, различной крепости, слюдистыми.

Пласт Ю11 вскрыт всеми скважинами на Линейном месторождении, несмотря на незначительные толщины (1,2-4,0 м), более выдержан по площади. Ухудшение коллекторских свойств происходит, в основном, за счет сокращения толщин проницаемых песчаных пропластков.

Пласт Ю12 вскрыт всеми скважинами и имеет большую мощность (8,2-18,4 м).

Промышленно продуктивен в скв. 1, 6 и 8. По данным ГИС пласт неоднородный, проницаемый, с плотными пропластками.

Залежь пластово-сводового типа, литологически экранированная. Уровень ВНК принят на абсолютной отметке -2422 м. Отметка принята на основании проведенных гидродинамических исследований в скважине 6. При проведении испытаний был получен приток жидкости, содержащей 46,3% воды и 53,7% нефти. Перфорированный интервал 2534 — 2544 м. Соответственно уровень ВНК, рассчитанный из условия пропорциональности дебитов мощностям вскрытых нефтенасыщенных и водонасыщенных горизонтов, находится на а.о. -2422 м.

1.5 Физические свойства нефти, газа и воды

Плотность дегазированой нефти при 20оС составляет 804,1 кг/м3, кинематическая вязкость при 20оС равна 2,3 мм2/с, а при 50оС — 1,5 мм2/с. Нефть малосернистая (0,18), парафинистая (3,0).

Выход светлых фракций до 200 оС составляет 40% об., до 300оС — 66% об. По ГОСТ Р 51858-2002 нефть относится к 1 классу и 0 типу.

Таблица 1 — Физико-химические характеристики дегазированной нефти Линейного месторождения

Наименование параметра	Количество исследованных	Среднее значение
	скважин	проб
Плотность при 20 о С, кг/м3	1	2	804,1
Вязкость, мПа·с при 20 о С	1	2	2,3
при 50 о С	1	2	1,5
Молярная масса, г/моль	1	2	158
Температура застывания, о С	1	2	-27
Массовое содержание, % серы	1	2	0,18
смол силикагелевых	—	—	—
асфальтенов	—	—	—
парафинов	1	2	3,0
воды	—	—	—
механических примесей	—	—	—
Температура плавления парафина, о С	—	—	—
Температура начала кипения, о С	1	2	49
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), % до 100 о С	1	2	9
до 150 о С	1	2	26
до 200 о С	1	2	40
до 250 о С	1	2	53
до 300 о С	1	2	66
По ГОСТ Р 51858-2002 нефть относится к 1 классу и 0 типу

Таблица 2 — Свойства пластовой нефти Линейного месторождения

Наименование параметра	Численные значения
	диапазон значений	принятые значения
1	2	3
Пластовое давление, МПа		25,5
Пластовая температура, оС		93
Давление насыщения, МПа		5,4
Газосодержание, м3/т		60,5
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1=0,5 МПа t1=15 оС Р2=0,25 МПа t2=15 оС Р3=0,105 МПа t3=35 оС	37,4-40,3 4,2-4,2 10,8-10,9	38,9 4,2 10,8
Плотность в условиях пласта, кг/м3	722,5-724,5	723,5
Объемный коэффициент пластовой нефти	1,175-1,181	1,178
Вязкость в условиях пласта, мПа*с	0,55-0,57	0,56
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10-4	14,9-14,9	14,9
Плотность нефтяного газа, кг/м3 при 20 оС: при однократном (стандартном) разгазировании	1,340-1,372	1,356
при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	1,222-1,238	1,230
при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	799,2-799,2	799,2

ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Обоснование и критерии применимости установок электроцентробежных насосов (УЭЦН)

Установки электроцентробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, и механические примеси. В зависимости от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное и повышенной корозионно-износостойкости.

Установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), как правило, применяются на высокодебитных скважинах, обеспечивая наибольший КПД среди всех механизированных способов добычи нефти

При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей превышает допустимую 0,1 происходит засорение насосов, интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация, попадание воды в ПЭД по торцевым уплотнениям, происходит перегрев двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН.

Установка погружного электроцентробежного насоса для добычи нефти (УЭЦН) состоит из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой, насос), кабельной линии, колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования: трансформатора и станции управления или комплектного устройства.

Расшифровка условных обозначений установок приведена на примере У2ЭЦНИ6-350-1100. Здесь: У — установка; 2 (1) — номер модификации; Э — с приводом от погружного электродвигателя; Ц — центробежный; Н — насос; И — повышенной износостойкости (К — повышенной коррозионной стойкости); 6 (5; 5А) — группа установки; 350 — подача насоса в оптимальном режиме по воде в м ³ /сут; 1100 — напор, развиваемый насосом в метрах водяного столба

Критерий применимости УЭЦН:

1. Промышленностью выпускаются насосы для отбора жидкости 1000м3 в сутки при напоре 900м

2. Содержание сероводорода в добываемой продукции- до 0,01

3. Минимальное содержание попутной воды до 99%

4. Содержание механических примесей до 0,5

5. Содержание свободного газа не более 25%

2.2 Применяемое оборудование

На Линейном месторождении ведется механизированный способ добычи нефти с помощью насосов УЭЦН.

Рисунок 2 — Конструкция скважин УЭЦН

УЭЦН — установка электроцентробежного насоса, наиболее широко распространенный в России аппарат механизированной добычи нефти в английском варианте — ESP (electric submersible pump).

По количеству скважин, в которых работают такие насосы, они уступают установкам ШГН, но зато по объемам добычи нефти, которая добывается с их помощью, УЭЦН вне конкуренции. С помощью УЭЦН добывается порядка 80% всей нефти в России.

В общем и целом УЭЦН — обычный насосный агрегат, только тонкий и длинный. И умеет работать в среде отличающейся своей агрессивностью к присутствующим в ней механизмам. Состоит он из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой + насос), кабельной линии, колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования (трансформатора и станции управления).

Условия работы УЭЦН

Максимальное содержание попутной воды — 99%

Водородный показатель попутной воды — 5,0-8,5 рН

Плотность жидкости — 700-1400 кг/м3

Максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД — 1 мм2/сек.

Максимальная массовая концентрация твердых частиц для насосов

• обычного исполнения — 0,1 г/л
• коррозионностойкого исполнения (К) — 0,5 г/л
• коррозионноизносостойкого исполнения (КИ) — 1,0 г/л

Максимальное содержание свободного газа па приеме насоса — 25 %

Максимальная концентрация сероводорода (H2S) для насосов

• обычного исполнения — 0,01 г/л
• коррозионностойкого (К) и коррозионноизносостойкого (КИ) исполнений — 1,25 г/л

Максимальная температура откачиваемой жидкости — 150 °С

Максимальное гидростатическое давление в зоне подвески установки — 250 кгс/см2.

ЭЦН (электроцентробежный насос) — ключевой элемент установки, который собственно и осуществляет подъем жидкости из скважины на поверхность. Состоит он из секций, которые в свою очередь состоят из ступеней (направляющих аппаратов) и большого числа рабочих колес собранных на валу и заключенных в стальной корпус (трубу).

Основные характеристики ЭЦН — это дебит и напор, поэтому в названии каждого насоса присутствуют эти параметры. Например, ЭЦН-60-1200 перекачивает 60 м3 /сут жидкости с напором 1200 метров.

ПЭД (погружной электродвигатель) — второй по важности элемент. Представляет собой асинхронный электродвигатель, заполненный специальным маслом. В большинстве случаев это двигатель специальной конструкции и представляет собой асинхронный двухполюсный двигатель переменного тока с короткозамкнутым ротором. Двигатель заполнен маловязким маслом, которое выполняет функцию смазки подшипников ротора и отвода тепла к стенкам корпуса двигателя, омываемого потоком скважиннои продукции. ПЭД являются приводом ЭЦН, преобразующим электрическую энергию, которая подается по кабелю сверху в зону подвески установки, в механическую энергию вращения насосов.

Протектор (или гидрозащита) — элемент, расположенный между электродвигателем и насосом. Отделяет электродвигатель, заполненный маслом от насоса заполненного пластовой жидкостью и при этом передает вращение от двигателя к насосу.

Нижний конец вала соединяется с валом (ротором) электродвигателя, верхний конец — с валом насоса при монтаже на скважине. Гидрозащита выполняет следующие функции

• уравнивает давление во внутренней полости двигателя с давлением пластовой жидкости в скважине;
• компенсирует тепловое изменение объема масла во внутренней полости двигателя (излишки масла через клапаны выбрасываются в затрубное пространство скважины);
• защищает внутреннюю полость двигателя от попадания пластовой жидкости и утечки масла (роль сальника)
• передает вращающий момент валу центробежного насоса.НКТ — Насосно-компрессорные трубы.

Насосно- компрессорные трубы НКТ применяется при эксплуатации и ремонте нефтяных и газовых скважин, а также скважин другого назначения.

Условный наружный диаметр НКТ труб: 60; 73; 89; 114 мм

Наружный диаметр: 60,3; 73,0; 88,9; 114,3 мм

Толщина стенки: 5,0; 5,5; 6,5; 7,0 мм

Группы прочности: Д, К, Е

По точности и качеству НКТ изготовляются в двух исполнениях А и Б по видам: гладкие по ГОСТ 633-80, гладкие высокогерметичные по ГОСТ 633-80.

Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб обеспечивают:

• проходимость колонн в стволах скважин сложного профиля, в том числе в интервалах интенсивного искривления;
• достаточную прочность на все виды нагрузок и необходимую герметичность соединений колонн труб;
• требуемую износостойкость и ремонтопригодность.

Насосно-компрессорные трубы соединяются между собой при помощи муфтовых резьбовых соединений. Насосно-компрессорные трубы производятся по ГОСТ 633-80 и техническим условиям. По точности и качеству изготовляются в двух исполнениях А и Б.

Насосно-компрессорные трубы применяются в процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин для транспортировки жидкостей и газов внутри обсадных колонн, а также для ремонтных и спуско-подъемных работ.

Кабель, с помощью которого к погружному электродвигателю подводится электроэнергия. Кабель бронированный. На поверхности и до глубины спуска насоса он круглого сечения (КРБК), а на участке погружного агрегата вдоль насоса и гидрозащиты — плоский (КПБК).

Дополнительное оборудование

Газосепаратор — Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 % (до 55 %) по объему свободного газа, к насосу подсоединяется модуль насосный — газосепаратор.

Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией. Наиболее эффективны газосепараторы центробежного типа, в которых фазы разделяются в поле центробежных сил. При этом жидкость концентрируется в периферийной части, а газ — в центральной части газосепаратора и выбрасывается в затрубное пространство. Газосепараторы серии МНГ имеют предельную подачу 250500 м3/сут, коэффициент сепарации 90%, массу от 26 до 42 кг.

Рисунок 4. Газосепаратор

1 — головка; 2 — втулка радиального подшипника; 3 — вал; 4 — сепаратор; 5 — направляющие аппараты; 6 — рабочее колесо; 7 — корпус; 8 — шнек; 9 — основание.

ТМС — термоманометрическая система. Градусник и манометр в одном лице. Выдает нам на поверхность данные о температуре и давлении той среды, в которой работает спущенный в скважину ЭЦН. Вся эта установка собирается непосредственно при ее спуске в скважину. Собирается последовательно снизу вверх не забывая про кабель, который пристегивается к самой установке и к НКТ, на которых все это и висит, специальными металлическими поясами. На поверхности кабель запитываеться на устанавливаемые вблизи куста повышающий трансформатор (ТМПН) и станцию управления. Помимо уже перечисленных узлов в колонне насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом устанавливаются обратный и сливной клапаны.

Обратный клапан (КОШ — клапан обратный шариковый) используется для заполнения насосно-компрессорных труб жидкостью перед пуском насоса. Он же не позволяет жидкости сливаться вниз при остановках насоса. Во время работы насоса обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу. Над обратным клапаном монтируется сливной клапан (КС) , который используется для спуска жидкости из НКТ перед подъемом насоса из скважины. Электроцентробежные погружные насосы могут применяться в глубоких и наклонных нефтяных скважинах (и даже в горизонтальных), в сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов. Кроме того, разработаны и выпускаются электроцентробежные насосы для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов в одной скважине со 146 мм и 168 мм обсадными колоннами. Иногда электроцентробежные насосы применяются также для закачки минерализованной пластовой воды в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления.

Электроцентробежные погружные насосы имеют значительные преимущества перед глубинными штанговыми насосами

• Простота наземного оборудования;
• Возможность отбора жидкости из скважин до 15000 м ³ /сут;

• Возможность использовать их на скважинах с глубиной более 3000 метров;
• Высокий (от 500 суток до 2-3 лет и более) межремонтный период работы ЭЦН;
• Возможность проведения исследований в скважинах без подъема насосного оборудования;
• Менее трудоемкие методы удаления парафина со стенок насосно-компрессорных труб.

Электроцентробежные погружные насосы могут применяться в глубоких и наклонных нефтяных скважинах (и даже в горизонтальных), в сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов. Кроме того, разработаны и выпускаются электроцентробежные насосы для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов в одной скважине со 146 мм и 168 мм обсадными колоннами. Иногда электроцентробежные насосы применяются также для закачки минерализованной пластовой воды в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления.

Наземное оборудование УЭЦН.

К наземному оборудованию относится: электрооборудование установки и устьевое оборудование скважины (станция управления, автотрансформатор, и устьевая арматура).

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.

• Станция управления

При помощи станции управления осуществляют ручное управление двигателем, автоматическое отключение агрегата при прекращении подачи жидкости, нулевую защиту, защиту от перегрузки и отключения агрегата при коротких замыканиях. Во время работы агрегата центробежный ток насос всасывает жидкость через фильтр, установленный на приеме насоса и нагнетает ее по насосам трубам на поверхность. В зависимости от напора, т.е. высоты подъема жидкости, применяют насосы с различным числом ступеней. Над насосом устанавливают обратный и сливной клапан. Обратный клапан используется для поддерживания в НКТ, что облегчает пуск двигателя и контроль его работы после пуска. Во время работы обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу. Сливной клапан устанавливают над обратным, и используется для слива жидкости из НКТ подъеме их на поверхность.

• Автотрансформатор

Трансформатор (автотрансформатор) используют для повышения напряжения тока от 380 (промысловая сеть) до 400-2000 В.

У трансформаторов предусмотрено масляное охлаждение. Они предназначены для работы на открытом воздухе. На высокой стороне обмоток трансформаторов выполняется по пятьдесят ответвлений для подачи оптимального напряжения на электродвигатель в зависимости от длины кабеля, загрузки электродвигателя и напряжения сети.

• Устьевая арматура

Устьевая арматура предназначена для отвода продукции из скважины в выкидную линию и герметизации межтрубного пространства.

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. Ответственность за выполнение этого пункта несёт ЦДНГ.

Устьевая арматура скважины, кроме функций выполняемых при всех способах добычи должна обеспечить герметичность перемещающегося в ней возвратно-поступательно полированного штока. Последний является механической связью между колонной штанг и головкой балансира СК.

Устьевая арматура скважины, манифольды и выкидные линии, имеющие сложную конфигурацию, усложняют гидродинамику потока. Находящееся на поверхности прискважинное оборудование сравнительно доступно и относительно просто очищается от отложений, в основном, термическими методами.

Устьевая арматура скважин, через которые осуществляется закачка воды в пласт, подвергается гидравлическому испытанию в порядке, установленном для фонтанной арматуры.

2.3 Технология подготовки и эксплуатации УЭЦН

При планировании эксплуатации УЭЦН от ЧРП (на повышенной частоте питающего напряжения) или увеличении мощности ЭЦН технологическая служба ЦДНГ не менее чем за сутки до производства монтажа УЭЦН производит расчет предполагаемой мощности ПЭД и максимальной частоте, на которой планируется работа УЭЦН и передает данные в службу главного энергетика, служба главного энергетика организует, при необходимости, замену автоматического выключателя на требуемый, замену КТПН или трансформатора. Настройка защит и установок в СУ (ЧРП, ЧПС), производится персоналом обслуживающим СУ (ЧРП, ЧПС).

В состав комплексной группы по запуску УЭЦН входят:

• оператор по добыче нефти и газа или оператор по исследованию;
• электромонтер с группой допуска по электробезопасности не ниже 4;
• мастер бригады ТКРС (ИТР подрядчика , бурильщик, старший оператор).

Обязанности электромонтера энергетической службы , До производства монтажа УЭЦН, по за

1. Проверить готовность наземного электрооборудования (КТПН), на соответствие установленного в КТПН автоматического выключателя и трансформатора — мощности ПЭД монтируемой установки (при необходимости произвести замену данного оборудования)

2. Обеспечить подачу напряжения от КТПН на питающий СУ кабель с правильным чередованием фаз.

3. Обеспечить отключение автоматического выключателя в КТПН для изменения фазировки в СУ ЭЦН правильного чередования фаз.

Обязанности мастера бригады ТКРС (бурильщик, старший оператор)

— После окончания спуска необходимо определить сопротивление изоляции УЭЦН (не менее 1 МОм) до и после герметизации сальникового ввода. Свободный конец брони кабеля закрепить на колонном фланце устьевой арматуры, под нижнюю гайку, проложить кабель от устья до клеммной коробки, не допуская при этом его перекрутов, и изгибов радиусом менее 380мм;

— Выполнить опрессовку всей подвески лифта НКТ (при наличии обратного клапана) на герметичность с помощью ЦА-320, подписать АКТ с представителем заказчика;

• Выполнить опрессовку АФК путем открытия линейной задвижки при наличии пропусков устранить;
• Заполнить разделы «подготовка скважины» и «спуск установки»
• Демонтировать элементы рабочей площадки и оборудования ТКРС, препятствующие свободному доступу для запуска скважины.

Обеспечить безопасные условия работы персонала ЦДНГ и ЭПУ-сервис согласно ПБ 08-624-03 утв. постановлением Госгортехнадзора РФ 05.06.03 г. №56, зарегистрированных в Минюсте РФ № 4812 и Технических условий на ведение монтажных работ при текущем, капитальном ремонте и освоении скважин после бурения и Условий безопасности работ при текущем, капитальном ремонте и освоении скважин после;

• Произвести уборку замазученности территории скважины;
• Участвовать в запуске УЭЦН.

При необходимости немедленно устранить недостатки, выявленные в ходе запуска УЭЦН (пропуски по фланцевым соединениям, некомплектность крепежа ФА и т.д.).

• Примечание

Статический и динамический уровень в скважине определяется с помощью уровнемера (эхолота).

При отсутствии давления в кольцевом пространстве скважины необходимо использовать эхолот с устройством генерации акустических импульсов (УГАС, ГАИ).

Вывод на режим

Основная задача состоит в недопущении перегрева ПЭД, кабельной линии и обеспечении отключения УЭЦН при содержании свободного газа на приеме насоса более 25%. Минимальное погружение УЭЦН для обеспечения данного требования по содержанию свободного газа на приеме насоса, необходимо определять при помощи специализированных программ для подбора УЭЦН в зависимости от газового фактора, давления насыщения и обводненности перекачиваемого флюида.

В процессе пускового режима и вывода на режим необходимо следить за показаниями амперметра и вольтметра до наступления установившегося режима работы ПЭД (Iх.х.Iраб.Iном.), обеспечить постоянный замер дебита в АГЗУ, регистрацию объема отобранной из скважины продукции.

В случае срабатывания защиты ЗП, ЗСП, ПКИ после запуска УЭЦН разрешается произвести не более двух включений с интервалом времени 10-15 минут.

Проверить визуально наличие подачи на устье скважины (путем открытия пробоотборного вентиля), а также прохождение скважинной жидкости до АГЗУ. Время появления подачи в зависимости от статического уровня, типа УЭЦН и диаметра НКТ.

Косвенным показателем нормальной работы УЭЦН служит скорость снижения динамического уровня в скважине (при условии, что пласт не работает, газа нет).

Расчетные данные по скорости снижения динамического уровня, в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, диаметра НКТ и типа УЭЦН.

В случае если подача не появилась, динамический уровень снижается на меньшую чем указано в таблице величину, а признаки работы пласта отсутствуют, то дальнейшие работы по этой скважине производить только под руководством технолога ЦДНГ;

• После остановки УЭЦН для охлаждения ПЭД допускается запуск с любого статического уровня при условии, что сток жидкости из НКТ (при негерметичном обратном клапане) прекратился;

В процессе вывода на режим необходимо осуществлять постоянный контроль следующих параметров:

• изменение уровня жидкости в скважине;
• дебит;
• буферное, линейное и затрубное давление;
• рабочий ток;
• первичное напряжение (напряжение с КТППН);
• сопротивление изоляции системы «кабель-ПЭД».
• притока жидкости из пласта.

Все параметры необходимо заносить в карту вывода скважины. После каждого замера рабочих параметров необходимо производить расчет притока жидкости из пласта до установления безопасного (минимально достаточного для охлаждения ПЭД) притока. Вывод скважин на режим без контроля, а также отсутствие или не заполнение карты вывода на режим, является нарушением технологии вывода на режим.

После откачки и визуального определения отсутствия в продукции скважины жидкости глушения произвести отбор пробы на КВЧ. Отбор проб на КВЧ при выводе на режим должен производится по скважинам:

• после ГРП (с давностью гидроразрыва менее 1 года);
• с выносом механических примесей (по результатам исследований проб при эксплуатации скважины или по результатам разборов на Дне Качества);
• на УЭЦН с подконтрольной эксплуатацией и экспериментальных установках;
• после капитального ремонта (перестрел, переход на другой пласт и т.д.);
• выводимых из бездействия;
• после проведения работ связанных с обработкой призабойной зоны (промывка гидрожелонкой, перо-воронкой и т.д.).

Для обеспечения стабильной и долговременной работы УЭЦН на скважине, содержание механических примесей в перекачиваемой жидкости не должно превышать:

• Для УЭЦН в износостойком исполнении — 500 мг/л;
• Для УЭЦН в обычном исполнении — 100 мг/л.

При отсутствии достаточного притока из пласта для данного типоразмера ПЭД в скважине необходимо производить остановку УЭЦН на охлаждение, на время не менее чем на 1 час 00 минут.

Периодичность контроля для скважин, пласт которых еще не заработал, в зависимости от типоразмера двигателя производиться не менее двух раз за время «откачки», согласно таблицы №6 ( непосредственно после запуска и перед остановкой УЭЦН с учетом максимально допустимого содержания свободного газа на приеме насоса, с обязательным замеров всех контрольных параметров и определением притока).

После остановки УЭЦН контроль над восстановлением динамического уровня достаточно произвести один раз, непосредственно перед запуском УЭЦН.

При появлении притока, достаточного для охлаждения ПЭД, необходимо перевести работу УЭЦН из периодического (циклического) режима в режим постоянной откачки жидкости;

• Перевод с периодической работы на постоянную, осуществляет электромонтер по заявке ЦДНГ, одновременно с перенастройкой защит СУ УЭЦН при необходимости;
• Периодичность контроля над параметрами работы УЭЦН после появления притока достаточного для охлаждения ПЭД и перехода на постоянную откачку жидкости, производить не менее 3-х раз в смену до окончания вывода УЭЦН на режим;
• В случае отсутствия притока из пласта запрещается ограничивать (штуцер, задвижка) подачу насоса при первых циклах отбора жидкости глушения, т.к.

при этом насос длительное время отбирает жидкость из затрубья, что приводит к перегреву ПЭД вследствие недостаточного охлаждения;

• Ответственность за заполнение карты вывода скважины на режим несет лицо, осуществляющее непосредственное выполнение работ на скважине. Контроль над правильностью и своевременностью заполнения карты вывода на режим возлагается на технолога ЦДНГ;
• Ответственность за своевременность и качество вывода скважины на режим возлагается на технолога ЦДНГ.

Заключительный этап вывода скважины на режим.

Скважина считается вышедшей на режим работы, если ее дебит соответствует рабочей характеристике насоса, динамический уровень установился на постоянной отметке и объем жидкости отобранный из скважины равен двум объемам ее обсадной колонны, но не менее 2-х объемов использованной при ремонте жидкости глушения. Если в процессе вывода скважины на режим не удалось добиться расчётного притока из пласта, необходимого для стабильной работы УЭЦН, то проводятся работы по ограничению производительности УЭЦН. Ограничение производительности УЭЦН осуществляется следующими способами:

• Использование станций управления с частотно-регулируемыми приводами (понижение промышленной частоты тока).

  При этом минимально допустимый дебит, обеспечивающий охлаждение ПЭД, напор УЭЦН должен быть достаточным для подъема жидкости на поверхность;

— Использование штуцера на выкидном манифольде ФА. При использовании схемы штуцирования следует помнить, что ограничение отбора приводит к снижению К.П.Д. установки, то есть к дополнительному нагреву УЭЦН. Минимально допустимый дебит, обеспечивающий охлаждение ПЭД, не должен выходить за пределы.

— Если штуцированием и с помощью частотного регулирования не удаётся добиться стабильного режима работы системы «скважина-УЭЦН», то следует переходить на работу в режим автоматического повторного включения. Работа УЭЦН в режиме автоматического повторного включения должна производиться только по программе «работа/отстой», (с обязательно включенным режимом ЗСП на случай сбоя программы или ухудшения коллекторских свойств пласта).

Работа УЭЦН в режиме автоматического повторного включения по срыву подачи не допускается. При определении программы периодической работы УЭЦН необходимо учитывать следующие критерии:

• режим работы УЭЦН должен обеспечить максимальную депрессию на пласт на протяжении времени его работы;
• время охлаждения УЭЦН между циклами откачки должно быть не менее 2 часов;
• время работы УЭЦН при настройке программной ячейки СУ не должно допускать остановки по срыву подачи (срабатывание защиты ЗСП).

Решение о дальнейшей эксплуатации УЭЦН, не вышедших на режимную работу, принимается технологом ЦДНГ по согласованию с отделом добычи.

По окончании вывода скважины на режим оператор ДНГ передаёт в технологическую службу ЦДНГ заполненный эксплуатационный паспорт и карту вывода, которые хранятся в архиве ЦДНГ до отказа УЭЦН и передачи её в ремонт.

3. РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ

3.1 Расчет и подбор оборудования УЭЦН

Для подбора УЭЦН даны следующие показатели:

• наружный диаметр эксплуатационной колонны D=168 мм;
• глубина скважины Н = 2410 м;

дебит жидкости Q = 30 м ³ /сут;

статический уровень h _ст = 900 м;

коэффициент продуктивности скважины К = 60 м ³ /(сут

• МПа);

средняя скорость потока в трубах V _ср = 1,3 м/с;

• глубина погружения под динамический уровень h= 50 м;

кинематическая вязкость жидкости м = 1,5·10 ^-6 м² /с;

превышение уровня жидкости в сепараторе над устьем скважины h _г = 15 м;

избыточное давление в сепараторе Р _с = 0,2 МПа;

• расстояние от устья до сепаратора l = 60 м;

динамический уровень жидкости Н _дин = 1100 м;

• обводненность нефти n= 70 %;
• газонасыщенность ?= 20 %;

затрубное давление P _зат = 1,5 МПа;

плотность добываемой жидкости с _н = 723 кг/м3.

Определяем площадь внутреннего канала НКТ по формуле (1)

	(1) [6]

где

F _вн -площадь внутреннего канала, см² ;

Q-дебит скважины, м ³ /сут;

V _ср -выбранная величина средней скорости, см/с.

При V _ср = 130 см/с:

Внутренний диаметр по формуле (2)

(2)

где

d _вн -внутренний диаметр, мм;

Ближайший больший d _вн имеют НКТ диаметром 48 мм (d_вн = 40,3 мм).

Скорректируем выбранное значение V _ср = 130 см/с:

(3)

При выборе НКТ и при дебите 30 м ³ /сут и КПД = 0,94 также получим НКТ диаметром 48 мм. Депрессия по формуле (4) будет равна

где

Дh-депрессия, м;

К-коэффициент продуктивности скважины, м ³ /сут*Мпа;

с _ж -плотность жидкости, кг/м³ ;

?-ускорение свободного падения, м/с ² , ?=9,81 м/с² .

Число Рейнольдса по формуле (5)

где

R _e -число Рейнольдса;

м-кинематическая вязкость жидкости, м ² /с

Относительная гладкость труб по формуле (6)

где

К _s -относительная гладкость труб;

• Д-шероховатость стенок труб, принимаемая для незагрязненных отложениями солей и парафина труб равной 0,1 мм.

Определим л по формуле (7) для сравнений.

где

• коэффициент гидравлического сопротивления.

Глубина спуска насоса по формуле (8)

где

L-глубина спуска насоса, м;

h _ст -статический уровень жидкости, м;

• h-глубина погружения насоса под динамический уровень, м.

Потери на трение в трубах по формуле (9)

где

h _тр -потери напора на трение в трубах, м;

• l-расстояние от устья до сепаратора, м.

Потери напора в сепараторе по формуле (10)

где

h _с -потери напора на преодоление давления в сепараторе, м;

P _с -избыточное давление в сепараторе, МПа.

Величина необходимого напора формула (11)

где

Н _с -необходимый напор, м;

h _г -превышение уровня жидкости в сепараторе над устьем скважины,м.

Для получения дебита Q = 30 м ³ /сут и напора Н_с =1028,4 м, выбираем ЭЦНМ5-50-1300 с числом ступеней 264, учитывая, что эксплуатационная колонна у нас диаметром 168 мм.r

Рабочая область характеристики данного насоса: Q=25-70 м ³ /сут, Н=1005-1400 м.

Из полученной рабочей области характеристики найдем, что при дебите 30 м ³ /сут напор ЭЦН на воде составит 1400 м.

Для совмещения характеристик насоса и скважины определим по формуле (12) число ступеней, которое нужно снять с насоса:

где

Дz-число ступеней, которое нужно снять с насоса;

• Н-напор насоса по его характеристике, м;
• z-число ступеней насоса.

Следовательно, насос должен иметь 194 ступеней, вместо снятых устанавливаются проставки. Напор одной ступени составит 7,2 м.

При установке штуцера на выкиде из скважины мы совмещаем напоры ЭЦН и скважины, но уменьшаем подачу ЭЦН, одновременно уменьшая его КПД.

Полезная мощность электродвигателя формула (13)

где

N _n -полезная мощность электродвигателя, кВт;

?? _н -КПД насоса.

где 0,411 — КПД насоса . Необходимая мощность двигателя

(14)

где

N _н -необходимая мощность двигателя, кВт.

Это ПЭД 14-108 с КПД 0,72, напряжение 350 В, сила тока 40 A, cosб = 0,8, температура окружающей среды до 70°С.

Этому двигателю соответствует гидрозащита МГ(Т) 54.

Для расчета глубины спуска насоса можно воспользоваться формулой (15)

где

Н _сп -глубина спуска насоса, м;

Н _дин -динамический уровень жидкости,м;

Р _пр -давление на приеме насоса, Па, Р_пр =3,5*10⁶ Па;

Р _зат -затрубное давление, Па, Р_зат =1,5*10⁶ Па;

с _н -плотность нефти, кг/м³ .

Основные характеристики двигателя: напряжение U=350 В; ток I=40 А; КПД 72%; cos?= 0,8; температура окружающей среды — 70°С; скорость охлаждающей жидкости ?0,06 м/с.

По формуле (16) определим сечение жилы:

где

S-сечение жилы кабеля, мм ² ;

• I-номинальный ток электродвигателя, А;

i-допустимая плотность тока, определяющая применяемость кабеля, а/мм ² , i=5 а/мм² .

Учитывая, что жидкости имеется растворенный газ, мы берем кабель с полиэтиленовой изоляцией КПБК 3*6 мм с рабочим напряжением 2500 В и размером 25 мм.

Длина кабеля по формуле (17)

где

L _к -длина кабеля, м;

• l-расстояние от скважины до станции управления, м, l=100 м;

l _р -небольшой запас на ремонт кабеля, м, l_p =100 м.

Сопротивление кабеля по формуле(18)

где

R-сопротивление кабеля, Ом/м;

с-удельное сопротивление меди при t=0°C, Ом*мм ² /м, с=0,0175 Ом*мм² /м;

• б-температурный коэффициент для меди, б=0,004;

t ₃ -температура на заборе у приема насоса, °C;

t ₂₀ -стандартная температура, °C, t₂₀ =20°C.

Потери мощности в кабеле по формуле (19)

где

ДP _к -потери мощности в кабеле, кВт.

Мощность трансформатора по формуле (20)

где

Р _тр -мощность трансформатора, кВт;

Р _эд -полезная мощность электродвигателя, кВт;

?? _эд -КПД электродвигателя.

Падение напряжения в кабеле по формуле (21)

где

ДU-падение напряжения в кабеле, В;

R _к -активное удельное сопротивление 1 км кабеля, Ом/км, R_к =R*10³ ;

• cos?-коэффициент мощности электродвигателя;
• sin?-коэффициент реактивной мощности;

Х ₀ -индуктивное удельное сопротивление кабеля, Х₀ =0,1.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора по формуле (22)

где

U _тр -напряжение на вторичной обмотке трансформатора, В;

U _эд -напряжение электродвигателя, В.

Этому условию удовлетворяет трансформатор АТС3-30 с пределами регулирования во вторичной обмотке 530-680 В и мощностью 64-83 кВт на отпайке 1050 В.

По исходным данным найдем КПД: ?? _тр =0,94-труб; ??_н =0,43-насоса; ??_дв =0,72-двигателя; ??_авт =0,96 -трансформатора.

КПД кабеля по формуле (23)

где

?? _к -КПД кабеля

Тогда общий КПД установки

?? _об =??_тр *??_н *??_дв *??_авт *??_к , (24)

0,94*0,43*0,72*0,96*0,41=0,115

где

?? _об -общий КПД установки;

?? _тр -КПД труб;

?? _авт -КПД трансформатора;

Удельный расход электроэнергии на 1 тонну добытой жидкости формула

По исходным данным подходит данное оборудование:

• НКТ диаметром 48 мм;
• ЭЦНМ5-50-1300 с числом ступеней 194;
• ПЭД14-108 с гидрозащитой МГ(Т)54;
• КПБК3*6 с рабочим напряжением 2500 В и размером 25 мм;
• АТС3-30 с пределами регулирования во вторичной обмотке 530-680 В и мощностью 64-83 кВт.

4. СПЕЦИАЛЬНЫЙ РАЗДЕЛ

4.1 Исследования вибрации УЭЦН с частотно-регулируемым приводом

На месторождениях Западной Сибири, являющейся одним из основных нефтедобывающих регионов России, наблюдается существенное увеличение числа скважин, эксплуатируемых с применением УЭЦН с регулируемой частотой вращения вала насоса. По отдельным месторождениям число скважин, оборудованных такими установками, колеблется от 10 до 40 % общего числа скважин, эксплуатируемых УЭЦН. Изменение частоты вращения вала серийных насосов влияет на вибрационную характеристику ЭЦН, от которой существенно зависят долговечность и работоспособность всей установки. С целью определения зависимости уровня вибрации в УЭЦН от частоты вращения вала погружного электродвигателя насоса, создаваемой частотно-регулируемым приводом (ЧРП), были проведены экспериментальные исследования на стендовой скважине ОАО «НК «Роснефть» в г. Нефтеюганске, создан стенд «Скважина — УЭЦН».