Изучение причин потери работоспособности уэцн по вине бригад прс по данным отчетности и выдача рекомендаций по улучшению технологии прс

Название	Изучение причин потери работоспособности уэцн по вине бригад прс по данным отчетности и выдача рекомендаций по улучшению технологии прс
Дата	11.05.2022
Размер	49.06 Kb.
Формат файла
Имя файла	Sadykova_Regina_RNGM_42_gruppa_referat_2.docx
Тип	Реферат #523617

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФГБОУ ВО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

МНОГОПРОФИЛЬНЫЙ КОЛЛЕДЖ

Инженерно-техническое отделение

Реферат

На тему: «Изучение причин потери работоспособности УЭЦН по вине бригад ПРС по данным отчетности и выдача рекомендаций по улучшению технологии ПРС »

По дисциплине:

Работу выполнил:

студент группы СПО-09-21.02.01-41

Дериглазов Кирилл Андреевич

Проверил преподаватель:

г.Ижевск

2022 г.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение..…………………………………………………………...………………3

1. Принцип действия УЭЦН………………................................................................

2. Основные осложняющие факторы при эксплуатации УЭЦН.............................

2.1 Повышенное содержание механических примесей в добываемой жидкости...

2.2 Образование солеотложений и их влияние на работу УЭЦН.............................

3. Межремонтный период работы скважин оборудованных УЭЦН........................

4. Основные причины отказов УЭЦН.........................................................................

5. Методы борьбы с осложнениями при эксплуатации УЭЦН.................................

6. Рекомендации по эксплуатации УЭЦН в осложненных условиях........................

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Введение

Нефтяная промышленность является одной из ведущих и быстро развивающихся отраслей народного хозяйства. В наше время множество месторождений находятся на последней стадии разработки, имея при этом большую обводненность и большое содержание мехпримесей в добываемой жидкости. Учитывая то, что практически вся добыча нефти ведется мехспособом, большую часть которых составляют УЭЦН, необходимы новые разработки и технологии для усовершенствования качества работы парка ЭЦН, а также для снижения неэффективных ремонтов и аварий, происходящих на скважинах.

В данной работе проведен анализ повторных, преждевременных и затянувшихся ремонтов УЭЦН по скважинам, рассмотрены причины выхода УЭЦН из строя, произведена разбивка отказов оборудования на две группы: эксплуатационные причины отказов и отказы в работе узлов установок.

Выдвинут ряд рекомендаций направленных на снижение количества аварий и неэффективных ремонтов, предложены направления по предупреждению аварий, а также пути повышения качества работы парка УЭЦН.

1. Принцип действия УЭЦН
УЭЦН – установка электроцентробежного насоса, она же - бесштанговый насос. По большому счету это обычный насосный агрегат. Погружной асинхронный электродвигатель служит для привода электроцентробежного насоса, электродвигатель крутит вал насоса, на котором расположены ступени.Принцип действия насоса можно представить следующим образом: жидкость, засасываемая через приемный фильтр, поступает на лопасти вращающегося рабочего колеса, под действием которого она приобретает скорость и давление. Для преобразования кинетической энергии в энергию давления жидкость, выходящая из рабочего колеса, направляется в неподвижные каналы переменного сечения рабочего аппарата, связанного с корпусом насоса, затем жидкость, выйдя из рабочего аппарата попадает на рабочее колесо следующей ступени и цикл повторяется.

В составе каждой УЭЦН есть следующие узлы:

ЭЦН (электроцентробежный насос) – главный узел. Насос делает основную работу – подъем жидкости. 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 потребляет энергии.
ПЭД (погружной электродвигатель) Электродвигатель второй главный узел – крутит насос. Это обычный 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. Двигатель заполнен специальным маслом, которое, кроме того, что смазывает, еще и охлаждает двигатель, и компенсирует давление, оказываемое на двигатель снаружи.
Протектор (гидрозащита) – стоит между насосом и двигателем. Он делит полость двигателя, заполненную маслом, от полости насоса, заполненной пластовой жидкостью, передавая при этом вращение. Кроме этого, он уравнивает давление внутри двигателя и снаружи.
Кабель. Бывает разных сечений, отличается броней (обычная оцинкованная или из нержавейки) и температурной стойкостью.

Дополнительные устройства

Газосепаратор (или газосепаратор-диспергатор, или просто диспергатор, или сдвоенный газосепаратор, или даже сдвоенный газосепаратор-диспергатор). Он отделяет жидкость от 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. Если нет необходимости ставить газосепаратор – ставят входной модуль.
ТМС – это своего рода тюнинг. Кто как расшифровывает – термоманометрическая система, телеметрия.

Защитные устройства

Это обратный клапан – КОШ (клапан обратный шариковый) – чтобы жидкость не сливалась из труб, когда насос остановлен. Для слива жидкости перед подъемом ставят сливной клапан. Обратный и сливной клапан исполнены в виде переводников и устанавливаются в колонне НКТ над УЭЦН.

ЭЦН висит на насосно-компрессорных трубах. И смонтирован в следующей последовательности:Вдоль НКТ (2-3 километра) – кабель, сверху – КС, потом КОШ, потом ЭЦН, потом газосепаратор (или входной модуль), затем протектор, дальше ПЭД, а еще ниже ТМС. Кабель проходит вдоль ЭЦН, сепаратора и протектора до самой головы двигателя. Все части УЭЦН секционные, секции длиной не более 9-10 метров и собирается установка непосредственно на скважине. Скважинные центробежные насосы являются многоступенчатыми машинами. Это обусловлено в первую очередь малыми значениями напора, создаваемым одной ступенью (рабочим колесом и направляющим аппаратом). В свою очередь небольшие значения напора одной ступени определяются малыми величинами внешнего диаметра рабочего колеса, ограниченного внутренним диаметром обсадной колонны и размерами применяемого скважинного оборудования - кабеля, погружного двигателя и т.д.

Конструкция скважинного центробежного насоса может быть обычной и износостойкой, а также повышенной коррозионной стойкости. Диаметры и состав узлов насоса в основном одинаковы для всех исполнений насоса.

2. Основные осложняющие факторы при эксплуатации УЭЦН

Основные факторы осложняющие работу скважин оборудованных УЭЦН являются АСПО, отложения солей, наличие в продукции скважин механических примесей, кривизны ствола скважин, высокая вязкость продукции, образование стойких водонефтяных эмульсий, а в ряде случаев коррозионная активной среды.

Наиболее серьезные осложнения и отказы оборудования возникают в связи с отложением парафина, солей на забое скважин, в подъемных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т.д.

Отложение парафина и солей на рабочих органах установки, на стенки подъемных труб, арматуры и трубопроводов уменьшают проходное сечение, создавая дополнительные сопротивление движению продукции, как следствие этого, дебит жидкости уменьшается вплоть до полного прекращения подачи установки. К тому же значительное снижение производительности может привести к перегреву ПЭД и преждевременному выходу его из строя. Наличие в откачиваемой продукции механических примесей, кривизна ствола скважин обуславливают увеличение интенсивности износа рабочих органов и опор насоса, увеличение уровня вибраций погруженного агрегата, снижение срока службы УЭЦН, а в ряде случаев наряду с коррозией могут послужить причиной аварий связанных с падением оборудования на забой скважин.

Повышенная вязкость продукции, образование стойких, высоковязких водонефтяных эмульсий снижает производительность и КПД и наряду с ростом энергозатрат на подъем продукции из скважин может послужить причиной перегрева ПЭД и преждевременному выходу из строя УЭЦН. На интенсивность дюрмирования АСПО в значительной степени влияет дебит и обводненность скважин. Действенным средством предотвращения отложений на стенке НКТ в ряде случаев при невысоких дебитах скважин может оказаться переход на колонну НКТ меньшего Ф, при этом за счет увеличении скорости движения продукции в колонне подъемных труб увеличивается срывающая кристаллы отложений сила потоки. Однако при этом необходимо оценивать величину роста г/д потерь в подъемном лифте и его влиянию на рабочую характеристику ЭЦН. Для предотвращения и удаления АСПО могут применятся различные методы: промывка скважин растворителям (например реагентом); ввод в продукцию скважин ингибиторов парафино-отложений подогрев продукции скважин станционарными электронагревателями или периодический подогрев подъемного лифта спуском в него электронагревателя на каротажном кабеле, установка в составе подъемного лифта магнитных установок периодическая механическая очистка НКТ специальным скребнем с применением геофизического подъемника, например скребнем протяжкой. Анализ промысловых данных показывают, что наиболее приемлемым в существующих геолого-технических условиях разработки. НКТ с полимерным покрытием успешно применяется скважин парафинящегося фонда эксплуатационных ЭЦН. Особенностью полимерных покрытий является невысокая термостойкость, поэтому применение тепловых методов в скважинах с НКТ с защитными полимерными покрытиями недопустимо.

Для предотвращения солеотложения существуют различные методы.

Перспективным средством защиты от отложений солей в ЭЦН является применение рабочих колес ЭЦБН из угленапыленного полеамида, который имеют повышенную чистоту поверхности проточных каналов рабочего колеса.Метод использования ингибиторов занимает особое место вследствие его высокой технологичности и эффективности в промысловых условиях. Механизм действия ингибиторов солеотложения, замедляющих процесс осадкообразования, заключается в том, что молекулы ингибиторов диффундируют через объем раствора адсорбируется на поверхности микрочастиц солей.

2.1 Повышенное содержание механических примесей в добываемой жидкости

Механические примеси - вынос песка (частиц породы) из пласта в ствол скважины происходит в результате разрушения пород под воздействием фильтрационного напора при определенной скорости фильтрации или перепаде давления. Вынос песка из пласта приводит к нарушению устойчивости пород в призабойной зоне, к обвалу пород и, как следствие, к деформациям эксплуатационных колонн и нередко к выходу из строя скважин.

Техническими условиями регламентируется предельное содержание механических примесей в добываемой жидкости для насоса в обычном исполнении до 0,1 г/л, для насосов в износостойком исполнении - 0,5 г/л.

В добываемой жидкости могут содержаться как продукты разрушения пласта, смолы, соли, парафин, так и привнесённые с дневной поверхности при ремонтах скважины или при технологических операциях механические примеси.

При содержании механических примесей в откачиваемой жидкости до 1% в течение короткого времени (даже 10-15 сут.) полностью выходят из строя торцевые поверхности рабочих колёс, текстолитовые шайбы, пята, уплотнения, то есть в десятки раз снижается ресурс работы насоса. При этом происходит вибрация УЭЦН, увеличивается вероятность пропуска торцевых уплотнений, что приводит к замыканию обмотки и отказу погружного электродвигателя, при сильной вибрации нередки случаи полётов УЭЦН.

Отказы по причине повышенного содержания крупных взвешенных частиц (КВЧ) характерны для скважин стимулированных ГРП. Основные осложняющие факторы при эксплуатации этих скважин - заклинивание ЭЦН, снижение притока в течение 1,5-2 мес. и переход на периодический режим эксплуатации, вынос механических примесей в продукцию скважин.

2.2 Образование солеотложений и их влияние на работу УЭЦН

Главный источник выделения солей - вода, добываемая совместно с нефтью. Процесс солеотложения непосредственно связан со значительным перенасыщением водной среды трудно растворимыми солями за счет изменения физико-химических параметров системы добычи нефти (температуры, давления, выделения газа, концентрации осадкообразующих ионов и т.д.). Химический состав промысловых вод постоянно меняется по мере выработки запасов нефти, что обусловливает многообразие и изменчивость во времени состава солевых отложений.

Кристаллы солей откладываются на наружной поверхности, на рабочих колёсах насоса. Отложение солей во всех случаях приводит к осложнениям. Накапливаясь на наружной поверхности узлов установки ухудшает теплообмен, уменьшает свободное пространство между насосом и эксплуатационной колонной, при подъеме возможны случаи заклинивания УЭЦН в скважине.

При отложениях на рабочих органах насоса увеличивается износ, повышается вибрация, которая влечёт за собой попадание пластовой жидкости в полость ПЭД и замыкание обмотки. В момент короткого замыкания обмотки ПЭД резко повышается давление во внутренней полости ПЭД и гидрозащиты, что может вызвать разрыв диафрагмы гидрозащиты или ослабление бандажей.

Интенсивное отложение карбоната кальция на рабочих колесах ЭЦН происходит из-за повышения температуры потока добываемой продукции, вызванного теплоотдачей работающего погружного электродвигателя. С ростом температуры снижается растворимость карбоната кальция, что интенсифицирует солеотложение карбонатных осадков на колесах ЭЦН.

Влияние газа на работу УЭЦН

Количество газа, выделяющегося из жидкости в процессе её движения по стволу скважины, является величиной переменной и зависит от термодинамических условий и характеристики газожидкостной смеси, следовательно, меняется плотность смеси.

Влияние газа в рабочих органах насоса проявляется в ухудшении энергообмена между рабочим колесом и жидкостью, изменяется рабочая характеристика насоса.

Максимальные наработки УЭЦН для добычи нефти обеспечиваются безусловным выполнением всех ограничений на параметры эксплуатации установок, и их узлов и элементов в соответствии с техническими условиями, руководствами по эксплуатации и другими нормативными документами.

Однако при откачке газожидкостной смеси повышенного газосодержания на входе насоса возникают условия, не регламентированные в перечисленных документах, и игнорирование ими может существенно снизить наработки насосов.

В нормативно-технической документации изготовителем для каждого типа насоса приводится рабочий диапазон подач, который относительных координатах подач целесообразно давать в пределах 0,6 - 1,2 из-за подъема рабочих колес на относительных подачах более 1,2, повышенных осевых сил на рабочие колеса и кратного повышения уровня вибрации на подачах менее 0,6.

3.Межремонтный период работы скважин оборудованных УЭЦН

Межремонтный период работы (МРП) является одним из основных показателей работы скважин, эксплуатируемых установками погружных центробежных электронасосов, который характеризует, прежде всего, технический уровень оборудования и качество его изготовления, а так же эксплуатационную надежность скважин, т.е. качество подготовки скважин и эксплуатацию оборудования УЭЦН в определенных геолого-физических условиях работы. Под межремонтным периодом работы скважины или групп скважин понимают среднее время работы между двумя очередными подземными ремонтами, связанными с подъемом оборудования из скважин, при одном и том же способе эксплуатации или эксплуатации одним видом оборудования.

МРП работы скважин проводится, как правило, за скользящий год, т.е. помесячно за перемещающийся двенадцатимесячный период. Расчет МРП работы скважин может проводиться за любой расчетный период.

Известно, что даже в районах добычи нефти с благоприятными условиями эксплуатации средний межремонтный период работы скважин, оборудованных штанговыми глубинными составляет около двух месяцев. В районах с неблагоприятными условиями эксплуатациисредний межремонтный период работы таких скважин составляет две-три недели. Средний межремонтный период работы скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами или эрлифтами, значительно выше указанных, однако на ремонт таких скважин затрачивается больше денег и времени и производить его сложнее.

При выборе оптимального режима работы ШСН в силу объективных и субъективных факторов не всегда удается задать единую целевую функцию, например, в виде максимальной прибыли. В этом случае основные предъявляемые требования могут быть сформулированы следующим образом:

а) увеличить дебит скважины;
б) увеличитьсредний межремонтный период скважины.

Увеличение дебита скважины приводит, согласно многочисленным данным нефтепромысловой практики, к более интенсивному изнашиванию скважинного насоса. В связи с этим невозможно точно определить значение влияющих параметров. В таких случаях целесообразно использование метода расплывчатых множеств для принятия технологического решения. Таким образом, перевод скважин, требующих глушения глинистым раствором, на УЭЦН удавался в редких случаях; возрастали простои скважин в освоении после подземного ремонта; в случае запуска последние выходили из строя значительнораньше нормального среднего межремонтного периода, а зачастую прекращали работать в первые часы или дни после запуска; уменьшался дебит нефти из-за пониженной подачи насосов в результате засорения и абразивного износа рабочих колес.

Известно, что даже в районах добычи нефти с благоприятными условиями эксплуатации средний межремонтный период работы скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосамиг составляет около двух месяцев. В районах с неблагоприятными условиями эксплуатации средний межремонтный период работы таких скважин составляет две-три недели. Средний межремонтный период работы скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами или эрлифтами, значительно выше указанных, однако на ремонт таких скважин затрачивается больше денег и времени и производить его сложнее.

Столь широкое применение ШСНУ связано с простотой конструкции и обслуживания работы поверхностного привода - станка-качалки и сопутствующего оборудования. Для дальнейшего совершенствования этого способа добычи необходимо повысить эффективность глубинно-насосных установок за счет повышения надежности всех узлов. По данным нефтепромысловых управлений, средний межремонтный период ШСНУ составляет 150 - 200 сут, растет число простаивающих скважин, увеличиваются затраты на проведение подземных текущих ремонтов скважин.

4.Основные причины отказов УЭЦН

Важной задачей, при добыче нефти УЭЦН, является обеспечение бесперебойной работы УЭЦН. При анализе причин остановок и отказов УЭЦН выявляются факторы прямо или косвенно влияющие на работу УЭЦН.

Рассмотрим основные причины отказов УЭЦН:

неправильный подбор УЭЦН, при котором производительность установки больше притока пластовой жидкости из пласта.

В режиме малых подач происходит интенсивный нагрев рабочих органов и корпуса насоса. Возможно плавление изоляции, смещение токоведущих жил удлинителя и кабеля, что приводит к снижению сопротивления изоляционного слоя;

некачественный вывод на режим, при котором нарушается режим охлаждения ПЭД, что влечет за собой перегрев и отказ двигателя;
механическое повреждение кабеля. Чаще всего происходит при спуске УЭЦН;
солеотложения, происходящие интенсивно, при нахождении УЭЦН в растворе глушения до или при эксплуатации.

Увеличивается радиальный износ в рабочих органах насоса (износ рабочих колес, направляющих аппаратов, защитных втулок вала и промежуточных радиальных подшипников ЭЦН) и повышении вибрации;

повышенное содержание КВЧ неблагоприятно сказывается на работе ЭЦН: забиваются проходные сечения и изнашиваются рабочие органы насоса, что приводит к увеличению уровня вибрации;
некачественная эксплуатация УЭЦН;
некачественный монтаж УЭЦН, нарушение технологии монтажа, которая привела к отказу;
отказы по наземному электрооборудованию;
скрытый дефект в теле кабеля

(микротрещины в изоляционном слое необнаруженные при испытании кабеля, но проявившие себя при спуско-подъемных операциях или эксплуатации УЭЦН);

старение изоляции кабеля

(снижение электроизоляционных свойств кабеля при эксплуатации из-за работы в условиях повышенной температуры, газосодержания);

экспериментальные работы, проводимые для испытания новых видов оборудования, узлов, новых технологий.

Рассмотрим отказы узлов УЭЦН и их причины.

Снижение сопротивления изоляции происходит по следующим причинам:

механическое повреждение изоляции кабеля при спуске УЭЦН

вследствие нарушения скорости спуска установки или наличии в скважине посторонних предметов;

смещение токоведущих жил удлинителя или основного кабеля
проходящего до обратного клапана,
вследствие некачественного вывода или некачественной эксплуатации;
попадание пластовой или продавочной жидкости в полость двигателя в район звезды, лобовой части или выводных концов

5.Методы борьбы с осложнениями при эксплуатации УЭЦН

Для борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, предлагается следующее:

1. Для снижения количества подъемов насосных установок по причине не герметичность подвески НКТ рекомендуется менять старую подвеску НКТ на новую и вести учет о количестве произведенных спускоподъемных операций т.к. в основном полеты по узлам подвески происходят из-за старения подвески НКТ, а также повысить качество работы бригад ПРС.

2. Рекомендуется внедрять углепластиковые рабочие органы, которые повышают чистоту поверхности проточных каналов рабочего колеса и повышают гидродинамические характеристики насоса. Также углепластиковые рабочие органы легче в 7 раз чугунных рабочих органов, что понизит вибрацию насоса т.к. вибрация является основной причиной всех видов расчленений.

3. Для борьбы с солеотложениями рекомендуется применять углепластиковые рабочие колеса и обработка скважин ингибиторами солеотложений, .

4. При осложнении эксплуатации скважин парафиноотложениями следует применять механический способ борьбы, такой как спуск механических скребков и применять двухступенчатую подвеску УЭЦН.

Подбор оборудования и установление оптимального режима эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН

Эксплуатация скважин бес штанговыми насосами занимает на современном этапе развития отечественной нефтедобывающей промышленности особое место. Достаточно сказать, что из основных типов без штанговых установок - установок погружных центробежных электронасосов (УЭЦН), - на долю УЭЦН находится примерно половина всей, добываемой в отрасли, жидкости. Эксплуатация скважин бесштанговыми установками характеризуется некоторыми особенностями, связанными с принципом действия и конструкцией самих установок.

При подборе установки выбирают такие типоразмеры насоса, электродвигателя с гидрозащитой, кабеля, трансформатора, диаметра НКТ, а также глубину спуска насоса, сочетание которых обеспечивает освоение скважины и необходимую норму отбора ( номинальный дебит ) жидкости из нее в установившемся режиме работы системы скважина - установка при наименьших затратах.

Известно множество различных методик подбора погружных электроцентробежных установок как отечественных, так и зарубежных исследователей. Не останавливаясь на рассмотрении существующих методик, отметим, что большинство из них достаточно сложны и требуют применения специальных компьютерных программ.

Виды осложнений, возникающие при эксплуатации УЭЦН:

Засорение и износ механическими примесями. При использовании в качестве агента систем ППД слабоминерализованных или пресных вод приводит к выщелачиванию растворимых в водах породообразующих минералов. 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.
Влияние свободного газа. 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.
Слом вала ЭЦН в результате вибраций. Неравномерное распределение нагрузки на опоры УЭЦН приводит к их неравномерному радиальному износу, переходящему в односторонний износ. Результатом такого действия является увеличение уровня вибрации ЭЦН. Торцовые уплотнения гидрозащиты от вибрации начинают пропускать пластовую жидкость в полость ПЭД, что приводит к пробою обмотки ПЭД.
Нарушение изоляции. 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 больше глубина спуска, тем больше температура пластовой жидкости. Максимальную глубину спуска УЭЦН ограничивает температурная граница. При 75-80 0С начинается размягчение полиэтиленовой изоляции кабеля, при 80-90 0С возможна ее течь, при температурах свыше 120 градусов-выходит из строя ПЭД.
Отложения парафина. 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.
Отложения солей. Причинами выпадения солей являются: — снижение давления – повышение температуры, причем снижении е давления более интенсивно влияет на равновесие реакции, чем снижение температуры – пересыщение раствора растворяемой солью по причине изменения давления и температуры или смешения вод одного типа, но с разной концентрацией ионов - изменение химического состава воды при смешении вод различных типов.

Применение песочных якорей. Существенный положительный эффект при эксплуатации пескообразующих скважин может дать применение песочных якорей, закрепляемых под всасывающим клапаном глубинного насоса. Высокий коэффициент сепарации до 95%.Изменяемая длина накопителя механических примесей от 10 м до 100 м.Специальная конструкция уплотнительной манжеты исключает затяжки при СПО.
Крепление призабойной зоны. К настоящему времени разработаны несколько видов породо-крепящих агентов и технологий крепления, которые апробированы с положительным результатом на нефтяных месторождений. Среди них – закачка смоло-песчаной смеси, состоящей из гранулированного песка фракций 0,4…0,8 мм в количестве до 200 г/л и водорастворимых смол ТСД-9, ТС-10, СФЖ-3012. В результате проведенных операций удается предотвратить разрушение пласта и образование песчаных пробок и добиться нормальной работы скважины в течении 1…12 месяцев.
Применение забойных фильтров. Этот способ предполагает установку на забоях скважин автономных фильтров или фильтров, крепящих насосно-компрессорным трубам. Конструкции фильтров отличаются разнообразием: используются и трубы из металла и пластмассы со щелями и отверстиями определенного размера; применяются трубы с фильтрующими элементами, представленными песчано-графитной смесью определенных фракций.

6.Рекомендации по эксплуатации УЭЦН в осложненных условиях

Процесс добычи нефти сопряжен с большим количеством осложняющих факторов. В связи с этим одной из основных задач, стоящих перед нефтяной компанией, является снижение степени влияния этих факторов, что позволит снизить затраты, повысить эффективность производства. Необходимо отметить, что увеличение (как и снижение) наработки на отказ УЭЦН, например, на 10% стоит компании более полумиллиарда рублей в год (включая затраты на ремонт скважин и оборудования, потери в добыче нефти за время ремонтов).

Несмотря на то, что с каждым годом увеличиваются объемы вкладываемых финансовых ресурсов в профилактику и устранение последствий влияния осложняющих факторов на работу УЭЦН, проблема влияния осложнений по-прежнему остается острой и актуальной.

Анализируя сложившуюся ситуацию, наблюдаем прямая взаимосвязь между увеличением глубины спуска погружных систем УЭЦН и средней наработкой на отказ УЭЦН. Разложив все отказавшие УЭЦН на три условные группы, в зависимости от глубины их спуска, получим следующие результаты: на глубине спуска до 2 км средняя наработка на отказ составляет — 360 суток; в диапазоне спуска 2—2,5 км средняя наработка снижается на 50%, а в диапазоне спуска глубже 2,5 км данный показатель снижается на 70% по отношению к наработкам УЭЦН, спущенным на глубину до 2 км.

Тенденция снижения средней наработки на отказ при заглублении УЭЦН отражает степень влияния суммарной составляющей осложняющих факторов на работу насосов. Возможно, эта тенденция связана с конструктивными осо-

бенностями материалов и технических решений, которые использует отечественное машиностроение в погружном оборудовании. Ориентация производителей оборудования на массовый спрос со стороны нефтяных компаний, а это оборудование УЭЦН для работы на глубинах до 2 км, привела к устоявшемуся рынку и промышленной номенклатуре, рассчитанной для работы в данных условиях. Существующая стратегия интенсификации добычи направлена на работу УЭЦН в более жестких условиях, что требует изменения устоявшихся взглядов на конструктивные и технологические особенности УЭЦН.

Основными проблемами, осложняющими технологический процесс механизированной добычи нефти являются засорение и истирание центробежных насосов ЭЦН абразивными частицами в скважинах после ГРП или частицами горных пород (29% отказов), отложения солей на рабочих органах ЭЦН (21% отказов), перегревы и отказы узлов по температуре (7% отказов) и влияние свободного газа в перекачиваемой жидкости.

Имеется неоднозначная оценка и к решению проблемы засорения и истирания рабочих органов насосов ЭЦН механическими примесями и абразивами за счет установки погружных фильтров. Увеличивая степень очистки, мы повышаем перепад давления до и после фильтрующего элемента и теряем энергию или напор погружного насоса. При установке фильтра крупные фракции остаются в скважине и, оседая на забой, засоряют его, что требует последующей очистки. Мелкие фракции, попадая в насос, остаются в его зазорах и истирают его, что требует повышенной износостойкости насоса. Таким образом, фильтрующие элементы под системой УЭЦН не подходят для массового внедрения. Их сектор использования ограничен скважинами с наиболее сложными условиями для увеличения наработки по первым рейсам после ГРП.

Доля осложненных отложением солей скважин занимает от 8—10% в структуре действующего фонда скважин. С ростом обводненности добываемой продукции эта проблема увеличивается. Для борьбы с отложениями солей на рабочих органах используем несколько способов, это и обработка призабойной зоны перед запуском УЭЦН, и закачка реагента через систему ППД в пласт, контейнеры с реагентом под УЭЦН, и наиболее распространенный способ — установка устьевых дозирующий устройств (УДЭ). Кроме того, при использовании УДЭ при больших наработках УЭЦН существует серьезная опасность прикипания погружного двигателя ПЭД к эксплуатационной колонне скважины, т. к. двигатель ПЭД работает в зоне, где влияние ингибитора не сказывается.

Серьезное влияние на работу УЭЦН оказывает высокая температура в зоне работы УЭЦН (включая дополнительный нагрев от работы самой установки). Этот вопрос требует использования термостойких узлов УЭЦН, а именно: применения погружного термостойкого двигателя ПЭД с синтетическим маслом, более надежной гидрозащиты, термостойких кабельных удлинителей и термовставок из свинцового кабеля по 300—800 м. С учетом сложности действующий фонд скважин с УЭЦН разбит на 9 условных категорий, которые образуют матрицу сложности фонда скважин и требуют индивидуального подхода к выбору компоновки кабельной линии. В строках матрицы сложности фонда имеется три условных категории по температуре: до 90° С; 90—120о С; свыше 120о С; а в столбцах матрицы имеется разбивка по глубине спуска УЭЦН: до 2 км, 2—2,5 км и глубже 2,5 км. Каждая ячейка на пересечении этих категорий требует специально рассчитанной комбинированной компоновки кабельной линии. В настоящее время не существует достойной отечественной альтернативы импортному термостойкому кабелю в свинцовой оболочке. Отечественный кабель с изоляцией из полимеров показал низкий ресурс работы в осложненных условиях.