На протяжении всей разработки месторождений, пао нк Роснефть , встречается с несколькими трудностями разработки и эксплуатации месторождений, особенно на более поздних стадиях разработки
 Скачать 160.76 Kb.
|
 Введение На протяжении всей разработки месторождений, ПАО «НК „Роснефть“», встречается с несколькими трудностями разработки и эксплуатации месторождений, особенно на более поздних стадиях разработки. Так как, у месторождения понижаются характеристики добычи. На скважинах месторождений проявляется падение пластового давления. Таким образом, одним из ключевых факторов, снижающих дебит нефтегазовой скважины, является пластовая жидкость. Борьба с обводненностью является, важнейшей задачей. Обводненность приводит к снижению дебита пластов и разработке нефтяных и газовых месторождений в целом. Использование современных методов борьбы с осложненными условиями позволяет в значительной степени добиться долговечности оборудования и снизить затраты на его ремонт. Погружные центробежные насосные системы, приводимые в действие погружными электродвигателями, предназначены для подъема пластовой жидкости из нефтяных скважин: нефти, воды и газа. В электрических погружных системах используются центробежные насосы в виде ряда ступеней, которые монтируются последовательно в одном корпусе и затем жестко стыкуются с погружным электродвигателем на конце колонны насоснокомпрессионных труб. Для подсоединения к средствам управления и источнику электроэнергии на поверхности используется армированный электрический кабель. Погружные системы имеют широкий диапазон рабочих характеристик и позволяют использовать один из более универсальных способов подъема жидкости с забоя скважины. Стандартные электроприводы на поверхности обеспечивают дебиты от 16 до 4800 м3/сут., а приводы с регулируемой скоростью обеспечивают дополнительную гибкость в регулировании подачи насоса. Системы допускают наличие в продукции высокого газового фактора, но поступление больших объемов газа может привести к образованию газовых пробок и вызвать повреждение насоса. Для эксплуатации погружных насосов при температурах свыше 180°С требуется применение специальных двигателей и кабелей, способных работать в таких условиях. 1. Изучение методов ремонта скважины, оборудованных УЭЦН. Текущий ремонт скважин, оборудованных установками ЭЦН, заключается в извлечении электронасоса, его промывке и ревизии. В случае установления причины и характера неполадок по согласованию ЦБПО ЭПУ (центральная база производственного обслуживания по прокату и ремонту электропогружных установок.) и НГДУ (Нефтегазодобывающее управление) принимается решение о замене установки ЭЦН. Спуск, подъем НКТ с ЭЦН отличается от обычного спуска труб при ремонте скважин одновременным спуском с НКТ электрического кабеля, который крепится к трубам при помощи металлических хомутов (поясов). На скважинах, где были зафиксированы механические повреждения электрокабеля (КРБК (круглый) или КРБП (плоский)) при спускоподъемных операциях, по согласованию с технологической и геологической службой НГДУ принимаются специальные протекторы (кожухи защиты кабеля). Скорость спуска УЭЦН регламентирована и, в основном, не должна превышать 0,25 м/с. При прохождении участков в эксплуатационной колонне с большим набором кривизны скорость спуска УЭЦН должна быть уменьшена до 0,1 м/с. Кабель разматывается при спуске с барабана автонаматывателя кабеля (УНРКТ-2М, УНРК-2000) и, наоборот, при подъеме наматывается на барабан автонаматывателя кабеля. В зимнее время в период сильных морозов, при температуре воздуха ниже минус 30 °C, при спуске установки ЭЦН в скважину на месторождениях ПАО «НК „Роснефть“» используются различные конструкции чехлов для автонаматывателя (барабана с электрическим кабелем) и нагреватель воздуха УМН-200Ш. При необходимости на барабан с кабелем монтируется специальный чехол, который обвязывается через рукав по воздуховоду с нагревателем воздуха. Горячим воздухом барабан с кабелем нагревается, нагретый кабель с подвеской НКТ и УЭЦН спускается в скважину. При спуске электрокабеля в скважину через каждые 300–400 метров спуска контролируется состояние сопротивления изоляции кабеля. Все работы на скважинах, оборудованных ЭЦН, ведутся согласно «Технологическому регламенту на производство работ по ремонту и эксплуатации скважин, оборудованных установками ЭЦН», на месторождениях ПАО «НК „Роснефть“». 1.2. Состав и комплектность УЭЦН Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (электродвигателя с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления (комплектного устройства) (см. рисунок 1). Трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой сети до оптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле. Станция управления обеспечивает управление работой насосных агрегатов и его защиту при оптимальных режимах.  Рисунок 1 Принципиальная схема УЭЦН. Погружной насосный агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с гидрозащитой и компенсатора, опускается в скважину по НКТ. Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Кабель крепится к НКТ, металлическими колесами. На длине насоса и протектора кабель плоский, прикреплен к ним металлическим колесами и защищен от повреждений кожухами и хомутами. Над секциями насоса устанавливаются обратный и сливной клапаны. Насос откачивает жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ (см. рисунок 1) Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску на фланце обсадной колонны НКТ с электронасосом и кабелем, герметизацию труб и кабеля, а также отвод добываемой жидкости в выходной трубопровод. Насос погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый не отличается по принципу действия от обычных центробежных насосов. Отличие его в том, что он секционный, многоступенчатый, с малым диаметром рабочих ступеней - рабочих колес и направляющих аппаратов. Выпускаемые для нефтяной промышленности погружные насосы содержат от 1300 до 415 ступеней. Секции насоса, связанные фланцевыми соединениями, представляют собой металлический корпус. Изготовленный из стальной трубы длиной 5500 мм. Длина насоса определяется числом рабочих ступеней, число которых, в свою очередь, определяется основными параметрами насоса - подачей и напором. Подача и напор ступеней зависят от поперечного сечения и конструкции проточной части (лопаток), а также от частоты вращения. В корпусе секций насоса вставляется пакет ступеней, представляющих собой собрание на валу рабочих колес и направляющих аппаратов. Рабочие колеса устанавливаются на валу на призматической шпонке по ходовой посадке и могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие аппараты закреплены от поворота в корпусе ниппеля, расположенного в верхней части насоса. Снизу в корпус ввинчивают основание насоса с приемными отверстиями и фильтром, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса. Верхний конец вала насоса вращается в подшипниках сальника и заканчивается специальной пяткой, воспринимающей нагрузку на вал и его вес через пружинное кольцо. Радиальные усилия в насосе воспринимаются подшипниками скольжения, устанавливаемыми в основании ниппеля и на валу насоса. В верхней части насоса находится ловильная головка, в которой устанавливается обратный клапан и к которой крепится НКТ. Электродвигатель погружной, трехфазовый, асинхронный, маслозаполненный с короткозамкнутым ротором в обычном исполнении и коррозионностойком исполнениях ПЭДУ (ТУ 16-652-029-86). Климатическое исполнение - В, категория размещения - 5 по ГОСТ 15150 - 69. В основании электродвигателя предусмотрены клапан для закачки масла и его слива, а также фильтр для очистки масла от механических примесей. Гидрозащита ПЭД состоит из протектора и компенсатора. Она предназначена для предохранения внутренней полости электродвигателя от попадания пластовой жидкости, а также компенсации температурных изменений объемов масла и его расхода (см. рисунок 1). Протектор двухкамерный, с резиновой диафрагмой и торцевыми уплотнениями вала, компенсатор с резиновой диафрагмой. Кабель трехжильный с полиэтиленовой изоляцией, бронированный. Кабельная линия, т.е. кабель, намотанный на барабан, к основанию которого присоединен удлинитель - плоский кабель с муфтой кабельного ввода. Каждая жила кабеля имеет слой изоляции и оболочку, подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированных жилы плоского кабеля уложены параллельно в ряд, а круглового - скручены по винтовой линии. Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К 38, К 46 круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны с помощью резинового уплотнения, к токопроводящим жилам прикреплены наконечники. Конструкция установок УЭЦНК, УЭЦНМ с насосом, имеющим вал и ступени, выполненные из коррозионностойких материалов, и УЭЦНИ с насосом, имеющим пластмассовые рабочие колеса и резинометаллические подшипники аналогична конструкция установок УЭЦН. При большом газовом факторе применяют насосные модули - газосепараторы, предназначенные для уменьшения объемного содержания свободного газа на приеме насоса. Газосепараторы соответствуют группе изделий 5, виду 1 (восстанавливаемые) по РД 50-650-87, климатическое исполнение - В, категория размещения - 5 по ГОСТ 15150-69. 1.3. Технические характеристики ПЭД Погружные электродвигатели состоят из электродвигателя и гидрозащиты. Двигатели трехфазные, асинхронные, короткозамкнутые, двухполюсные, погружные, унифицированной серии. ПЭД в нормальном и коррозионном исполнениях, климатического исполнения В, категории размещения 5, работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов. Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорциях) с температурой до 110 °С содержащей: мех примесей не более 0.5 г/л; свободного газа не более 50 %; сероводорода для нормальных, не более 0.01 г/л, коррозионностойких до 1,25 г/л; Гидрозащитное давление в зоне работы двигателя не более 20 МПа. Электродвигатели заполняются маслом с пробивным напряжением не менее 30 КВ. Предельная длительно допускаемая температура обмотки статора электродвигателя (для двигателя с диаметром корпуса 103 мм) равна 170 °С, остальных электродвигателей 160 °С. Двигатель состоит из одного или нескольких электродвигателей (верхнего, среднего и нижнего, мощностью от 63 до 630 КВт) и протектора.
Таблица 1 Характеристика ПЭД на месторождении. Приводом погружных центробежных насосов служит специальный маслозаполненный погружной асинхронный электродвигатель трехфазного переменного тока с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения типа ПЭД. Электродвигатели имеют диаметры корпусов 103, 117, 123, 130, 138 мм. Поскольку диаметр электродвигателя ограничен, при больших мощностях двигатель имеет большую длину, а в некоторых случаях выполнения секционным. Так как электродвигатель работает погруженным в жидкость и часто под большим гидростатическим давлением, основное условие надежной работы - его герметичность ПЭД заполняется специальным маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим как для охлаждения, так и для смазки деталей. Погружной электродвигатель состоит из статора, ротора, головки, основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах которой предусмотрена резьба для подсоединения головки и основания двигателя. Магнитопровод статора собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей, имеющих пазы, в которых располагаются обмотка. Обмотка статора может быть однослойной, протяжной, катушечной или двухслойной, стержневой, петлевой. Фазы обмотки соединены. Активная часть магнитопровода совместно с обмоткой создает в электродвигателях вращающееся магнитное поле, а немагнитная часть служит опорами для промежуточных подшипников ротора. К концам обмотки статора припаивают выводные концы, изготовленные из многожильного медного провода с изоляцией, имеющий высокую электрическую и механическую прочность. К концам припаивают штежельные гильзы, в которые входят наконечники кабеля. Выводные концы обмотки соединяют с кабелем через специальную штежельную колодку (муфту) кабельного ввода. Токоввод двигателя может быть и ножевого типа. Ротор двигателя короткозамкнутый, многосекционный. В его состав входят вал, сердечники (пакеты ротора), радиальные опоры (подшипники скольжения). Вал ротора выполнен из пустотелой калиброванной стали, сердечники из листовой электротехнической стали. Сердечники набираются на вал, чередуясь с радиальными подшипниками, и соединены с валом шпонками. Набор сердечников на валу затянуть в осевом направлении гайками или турбинкой. Турбинка служит для принудительной циркуляции масла для выравнивания температуры двигателя на длине статора. Для обеспечения циркуляции масла на погружной поверхности магнитопровода имеются продольные пазы. Масло циркуляцией через эти пазы, фильтра в нижней части двигателя, где оно очищается, и через отверстие в валу. В головке двигателя расположены пята и подшипник. Переводник в нижней части двигателя служит для размещения фильтра, перепускного клапана и клапана для закачки масла в двигатель. Электродвигатель секционного исполнения состоит из верхней и нижней секций. 1.4. Ремонт скважин, оборудованных УЭЦН. В состав вахты, выполняющей работы по подземному ремонту или спуску погружного электроцентробежного насоса, может вводиться дополнительно еще один рабочий, управляющей кабеленаматывателем. Для выполнения операций, связанных с обслуживанием агрегата перед его спуском в скважину, привлекают дополнительный специально обученный персонал. Перед спуском погружного агрегата в скважину проверяют состояние эксплуатационной колонны на глубине, превышающей глубину спуска агрегата не менее чем на 100 м, шаблоном длиной не менее 10 м и диаметром, превышающим на 4 мм максимальный диаметральный габарит погружного агрегата. Перед спуском в скважину погружной агрегат собирают на устье - соединяют двигатель с гидрозащитой и насосом. Для этого на компенсатор надевают монтажный хомут, поднимают с мостков и спускают в скважину до посадки хомута на фланец эксплуатационной колонны, после чего снимают защитную крышку вала. Надевают хомут на двигатель, поднимают его над устьем и, сняв защитную крышку, соединяют с компенсатором. Затем вывинчивают пробку на три - четыре оборота, открывают перепускной клапан двигателя и ввинчивают пробку обратно. Приподняв собранные узлы, снимают монтажный хомут с компенсатора и плавно сажают монтажный хомут двигателя на фланец эксплуатационной колонны. Сняв крышку с кабельного ввода двигателя, промывают контакты обезвоженным трансформаторным маслом и проверяют сопротивление изоляции двигателя и кабеля. Для заполнения двигателя маслом ввинчивают штуцер маслонасоса и закачивают масло до перелива его через отверстие кабельного ввода. Соединив муфту кабеля с колодкой токоотвода, устанавливают крышку, открывают перепускной клапан и испытывают герметичность кабельного ввода и соединения двигателя с компенсатором опрессовкой давлением 0,1 МПа в течении 5 минут. После опрессовки с двигателя снимают верхнюю крышку, проверяют с помощью шлицевого ключа легкость вращения вала двигателя. На протектор надевают монтажный хомут, поднимают его над устьем скважины и после проверки легкости вращения соединяют валы шлицевой муфтой и корпус двигателя и протектора. После опрессовки давление снижают, манометр вывинчивают, а верхнюю крышку протектора снимают. Насос поднимают над устьем скважины, снимают защитную крышку и, проверив легкость вращения валов насоса и протектора, соединяют их валы шлицевой муфтой и затем их фланцы. После этого собранный агрегат приподнимают, вывинтив пробку из компенсатора, открывают перепускной клапан и ввинчивают пробку. Для определения правильности присоединения кабеля к двигателю кратковременно включают его и маркируют жилы верхнего конца кабеля. Далее погружной агрегат соединяют с трубой, над которой монтируют спускной клапан, и приступают к спуску колонны НКТ одновременно с кабелем. Технология спуска колонны труб аналогична технологии при обычном подземном ремонте, но при этом параллельно спускают кабель и крепят к колонне с помощью металлических хомутов с пряжкой. Процесс спуска одной трубы состоит из следующих операций: подачи штропов к элеватору, установленному на трубе, лежащей на мостках; подъема трубы с мостков; подачи очередной трубы в муфту колонны; свинчивания резьбового соединения; снятия элеватора с колонны труб и крепления кабеля клямсами; спуска колонны труб в скважину и посадки загруженного элеватора. Рассмотрим более подробно две последние операции, отличающиеся от описанных ранее. После посадки колонны труб на элеватор оператор выключает кабеленаматыватель, помощник, во время спуска колонны очищавший и смазывавший резьбу очередной трубы, лежащей на мостках, зацепляет кабель на крючок. Вместе с помощником оператор вынимает предохранительные шпильки из отверстий и выводит штропы из проушин. На этом цикл спуска всей колонны НКТ вместе с кабелем выполняют заключительные работы: навинчивают пьедестал на колонну труб; сажают пьедестал на фланец эксплуатационной колонны; набивают сальник, крепят пьедестал и снимают подъемный патрубок; устанавливают арматуру устья и проверяют состояние задвижек; подключают ЭЦН к блоку управления, опускают его и ожидают подачу насоса. Извлекают агрегат из скважины в обратном порядке. Прежде чем приступить к работам, отключают установку, отсоединяют кабель. Поднимают агрегат со скоростью не более 0,25 м/с. По мере подъема колонны кабель освобождается от хомутов и равномерно навивается на верхнюю часть барабана. При этом не допускается касание кабелем земли, резкие перегибы и удары металлическими предметами по броне. Извлекают из скважины погружной агрегат с помощью монтажных хомутов - сначала насос, потом протектор, двигатель, компенсатор. В процессе эксплуатации скважины, оборудованной ЭЦН, текущие ремонты, связанные с чисткой и промывкой песчаных пробок, удалением отложений парафина и солей, проводят, как на обычных скважинах. К специфическим относятся аварийно-ремонтные работы, которые приходится выполнять при падении на забой скважины погружной установки с кабелем в результате нарушения резьбового соединения труб. При этом оборванный конец кабеля может располагаться различным образом относительно разрушенного резьбового соединения или трубы и, как правило, усложнять ловильные работы. В процессе подъема погружного агрегата может произойти его заклинивание, обусловленное изменением толщины стенки эксплуатационной колонны или попаданием в скважину посторонних предметов. Наконец, в результате нарушения правил работы с инструментами кабель может разрушиться у устья. Монтировать и демонтировать наземное электрооборудование погружных электроцентробежных и винтовых насосов, осматривать, ремонтировать и налаживать его должен электротехнический персонал. Операторам, мастерам разрешается только пуск или остановка. Запрещается подвешивать кабельный ролик на пеньковой веревке - он должен быть укреплен с помощью хомута. Запрещается прикасаться к кабелю при опробовании электродвигателя погружного агрегата на устье скважины. Намотка и размотка кабеля на барабан должны быть механизированы. Запрещается транспортировка кабеля без барабана. |