Система термоманометрическая ТМС - 3 предназначена для автоматического контроля за работой погружного центробежного насоса и его защиты от аномальных режимов работы (при пониженном давлении на приеме насоса и повышенной температуре погружного электродвигателя) в процессе эксплуатации скважин. Имеется подземная и наземная части.
Диапазон контролируемого давления от 0 до 20 МПа. Диапазон рабочих температур от 25 до 105оС. Масса общая - 10,2 кг.
Комплексная трансформаторная подстанция погружных насосов - (КТППН) предназначена для питания электроэнергией и защиты электродвигателей погружных насосов из одиночных скважин мощностью 16125 кВт включительно. Номинальное высокое напряжение 6 или 10 кВ, пределы регулирования среднего напряжения от 1208 до 444 В (трансформатор ТМПН100) и от 2406 до 1652 В (ТМПН160). Масса с трансформатором 2705 кг.
Комплектная трансформаторная подстанция (КТППНКС) предназначена для электроснабжения, управления и защиты четырех центробежных электронасосов с электродвигателями 16125 кВт для добычи нефти в кустах скважин, питания до четырех электродвигателей станков-качалок и передвижных токоприемников при выполнении ремонтных работ. КТППНКС рассчитана на применение в условиях Крайнего Севера и Западной Сибири.
3.2 Анализ наработки на отказ применяемых ЭЦН в ОАО «Аганнефтегазгеология» НК «Русснефть» по заводам - изготовителям
Рассмотрим сравнительную наработку на отказ отечественных и зарубежных насосов. Как видно из диаграммы на рис. 2.4, на предприятии используются ЭЦН различных отечественных и зарубежных фирм-производителей: «Борец», «Новомет», «Лемаз», «Алнас», Centrilift, Schlumberger и др.
Анализ приведенной диаграммы показал наибольшую эффективность наработки на отказ зарубежных насосов по сравнению с отечественными. Наибольшая наработка на отказ наблюдается у фирмы Schlumberger - 1524 сут. Из отечественных насосов самая высокая наработка на отказ - Борец и Алмаз -326 и 299 суток соответственно.
Рисунок 3.5 - Анализ наработки на отказ нового оборудования по отечественным заводам - изготовителям
Анализ наработки на отказ нового оборудования по отечественным заводам изготовителям показал высокий рост таких отечественных производителей насосов как Алмаз и Борец.
Увеличивается наработка на отказ импортных УЭЦН по пластам от 250 до 821 сут., что показывает эффективность использования импортных насосов по сравнению с отечественными.
Наименьший процент составляет бесконтрольная эксплуатация 0,8 - 1%. От 10 - до 12% отказов УЭЦН составили причины по ГТМ и коррозии оборудования. От 4 до 9% наработка на отказ составляет по некачественным СПО.
Проведем сравнительный анализ применения импортных и отечественных УЭЦН двухопорного исполнения на фонде скважин в 2007 г. (табл. 3.1., 3.2).
Общее количество скважин в фонде на 01.01.2007 г. составило 62 скважины, из них по пластам распределение следующее:
Пласт Б8 - 27 скважин;
Пласт Ю - 35 скважин.
Как видно из таблицы 2.1, самое большее количество наработки на отказ - 821 суток приходится на фонд скважин с УЭЦН, работающих на пластах группы Б8. Наименьшее количество суток отработано на скважинах пласта Ю -250 суток.
Планируемое к применению оборудование в течение 2007 года составило 47 скважины, в т.ч. ремонтное - 37, закупка нового оборудования -10 единиц.
Таблица 3.1 - Наработка на отказ при использовании импортных УЭЦН
Пласт | Наработка на отказ, сут. | Фонд скважин на 1.01.07 | Ожидаемое количество отказов в 2007 г. | Планируемое к применению оборудование в течении 2007 г. | |
Б8 | 821 | 27 | 5 | 19 | |
Ю | 250 | 35 | 41 | 28 | |
Итого: | 62 | 46 | 47 | ||
Ремонтное | 37 | ||||
Закуп | 10 |
Из проведенного анализа следует, что количество отказов при использовании импортных УЭЦН увеличивается по сравнению с ожидаемыми показателями по пластам.
В табл. 3.2 показан расчет количества отказов при использовании отечественных УЭЦН специального исполнения. Как видно из данных таблицы, наработка на отказ УЭЦН специального исполнения такая же, как и импортных УЭЦН - на скважинах пласта Б8 - 556 суток, что на 309 суток больше самого низкого показателя наработки на отказ по пласту Ю.
Таким образом, можно сделать вывод о том, что количество отказов растет при использовании отечественных УЭЦН специального исполнения, по сравнению с импортными УЭЦН.
Таблица 3.2 - Наработка на отказ при использовании отечественных УЭЦН специального исполнения
Пласт | Наработка, сут. | Фонд на 1.01.07 | Ожидаемое количество отказов в 2007 г. | Планируемое к применению оборудование в течении 2007 г. | |
Б8 | 556 | 27 | 12 | 19 | |
Ю | 147 | 35 | 54 | 28 | |
Итого: | 62 | 66 | 47 |
Таким образом, по результатам анализ работы механизированного фонда скважин в ОАО «Аганнефтегазгеология» можно сделать вывод о том, что наработка на отказ по заводам - изготовителям в среднем изменяется от 150 до 1500 суток; по пластам в среднем составляет 360-400 суток с учетом использования импортных ЭЦН.
Увеличения наработки на отказ по фонду добывающих скважин можно ожидать за счет оптимизации работы скважин, оборудованных УЭЦН.
Следует обратить особое внимание на работу погружного оборудования УЭЦН в условиях повышенного выноса мехпримесей, АСП-отложений, повышенного газосодержания на приеме ЭЦН.
3.3 Мероприятия по улучшению работы УЭЦН
Поскольку основным способом нефтедобычи на Рославльском месторождении является добыча при помощи УЭЦН, то необходимость проведения мероприятий по улучшению работы скважин и защите УЭЦН от вредного влияния газа, механических примесей, а также от агрессивной продукции скважин является мероприятиями первостепенной важности.
Проводя эти мероприятия, предприятие не только продлевает срок службы оборудования, но и получает дополнительную добычу нефти.
Защита скважинного оборудования от механических примесей и вредного влияния газа осуществляется с помощью установки на приёме насоса газового и песочного якорей, а так же применения износостойкого оборудования, которое позволяет установке надежно работать при довольно высоком выносе механических примесей.
Для борьбы с газом в ОАО «Аганнефтегазгеология», как и во многих других предприятиях, используются газосепараторы различных конструкций. Чаще всего используют газосепараторы фирмы «Алнас».
Модуль газосепаратор специальный МГСБТ5, МГСБТ5А (рис. 3.8) предназначен для обеспечения работы погружных центробежных насосов при откачке из нефтяных скважин пластовой жидкости с повышенным газосодержанием и восприятия осевых сил, действующих на валы секций насоса.
Модуль предназначен для комплектации насосов без осевых опор вала в секциях. Может использоваться для комплектации насосов с осевыми опорами вала в секциях и поставляться как самостоятельное изделие.
В модуле обеспечен осевой вход откачиваемой среды.
Вал модуля имеет диаметр 20 мм (в габарите 5) и 22 мм (в габарите 5А). Вал снабжен осевой опорой, выполненной из конструкционной керамики - карбида кремния, и радиальными опорами, выполненными из твердого сплава.
Различные исполнения модуля обеспечивают соединения с секцией насоса типа «болт-тело» по шести или восьми точкам и валами диаметром 17 мм и 20 мм (в габарите 5), и валами диаметром 17 мм, 20 мм и 22 мм (в габарите 5А).
Комплектуется шлицевыми муфтами для соединения с валами насоса и протектора гидрозащиты.
Борьба с коррозией подземного оборудования в ОАО «Аганнефтегазгеология» заключается, в основном, в применении оборудования коррозионно-защитного исполнения. В течение прошедшего года формировались фонды скважин, осложненных коррозией. Для этого просматривались дефектовки насосов, акты ревизии НКТ, данные лаборатории по кислотности среды и минерализации. Для борьбы с АСПО на месторождении используют магнитные активаторы, а также подача ингибиторов с помощью специальных дозаторов. Рассмотрим эти мероприятия подробнее.
Измельчающее устройство ЭЦН
Для улучшения работы УЭЦН в условиях повышенного выноса механических примесей в ОАО «Аганнефтегазгеология» предлагается применить следующее приспособление - измельчающее устройство, которое позволит устранить причину отказов ЭЦН из-за попадания в его рабочие органы механических примесей ИМ - НМС (рис. 3.9).
Рисунок 3.9 - Общий вид измельчителя мехпримесей ЭЦН
Измельчитель механических примесей предназначен для разрушения и измельчения механических примесей, находящихся в откачиваемой жидкости. ИМ устанавливается на нижний опорный подшипник УЭЦН.
Измельчающее устройство монтируется в приемной части насоса и состоит из шнека 4, пружины 5, неподвижного диска 2, кулачка 9, кольца 3, ножей 6. При вращении вала насоса 1 кулачок 9 упирается в пружину 10 и приводит во вращение кольцо с ножами 6 (рис. 3.10).
Ножи измельчают сравнительно нетвердые включения, например, кусочки парафина, смолистых отложений, а также волокнистые образования. Размельчение этих примесей происходит за один оборот вала. Если же в потоке жидкости встречается не поддающееся размельчению твердое тело, вращение ножей прекращается из-за упора одного из них в это твердое тело.
Вал насоса вместе с кулачком начинает проворачиваться относительно кольца 3, преодолевая усилие пружины. Кулачок и пружина поочередно приводят ножки в возвратно-поступательное движение в радиальном направлении при помощи направляющих пазов 8. Зубцы ножей при этом работают как пилы. Шнек обеспечивает проталкивание частиц через диск 2, имеющий отверстия 7 диаметром 2 мм.
В 2006 году внедрено пять УЭЦН с измельчителем механических примесей в скважинах со средней наработкой на отказ 72 суток. Из них отказало пять установок по причине снижения изоляции системы кабель-ПЭД со средней наработкой 101,7 суток. При дефектации оборудования выявлены твердые отложения и износ рабочих органов ЭЦН. В работе осталась одна установка с текущей наработкой 246 суток.
Комплект песочного якоря с противополетным оборудованием
Для снижения попадания механических примесей в ЭЦН предлагается комплект противополетного оборудования (ППО) фирмы Тайберсон» (США) и песочного якоря.
Песочный якорь 4 изготавливается из НКТ диаметрами 76 и 89 мм, имеет фильтр с отверстиями диаметром 3 мм и накопитель 5, длина которого рассчитывается в зависимости от концентрации песка в добываемой продукции и желаемого межочистного периода.
Сборка ППО 'Тайберсон» и песочного якоря устанавливается на расчетной глубине (обычно 30 - 40 м ниже зоны подвески ЭЦН 7) полностью разобщая пласт и ЭЦН. Продукция скважины поступает в якорь 4 через отверстия фильтра, песок оседает в накопителе 5, пластовая жидкость через клапан-отсекатель 2 ППО 3 поступает в насос.
На восьми скважинах НК «РуссНефть» с низкой наработкой ЭЦН из-за пескопроявления были спущены комплекты песочного якоря с ППО «Тайберсон». В результате наработка на отказ ЭЦН по этим скважинам в среднем увеличилась в 3,7 раза, число текущих ремонтов за год снизилось с 17 до I.
Рисунок 3.11 - Схема компоновки противополетного оборудования с песочным якорем
1-ЭЦН; 2-клапан-отсекатель; 3-ППО; 4-песочный якорь; 5-накопитель
Шарнирное устройство для работы ЭЦН в искривленных скважинах
По актам ремонтов скважин с УЭЦН установлено, что основной причиной остановки скважин в ремонт является падение установок на забой. Анализ причин обрывов ЭЦН в скважинах со сверхнормативным искривлением ствола показывает [2], что наибольшее число аварий обусловлено разрушением НКТ и соединительных элементов УЭЦН. Основной причиной разрушения соединительных элементов является их ослабление при прохождении ЭЦН участков максимального искривления. При этом на часть болтов нагрузка возрастает, и они разрушаются.
В настоящее время разработаны и внедрены устройства для повышения устойчивости работы УЭЦН в скважинах со сверхнормативным искривлением ствола. Устройства обеспечивают снятие изгибающих нагрузок, действующих на установку как при прохождении интервалов с интенсивным набором кривизны при спуске, так и в период ее эксплуатации в зоне с набором кривизны выше допустимого.
Для устранения изгибающего момента, передаваемого от НКТ к ЭЦН, разработано шарнирное устройство, размещаемое в точке подвеса погружного агрегата к НКТ (рис. 3.12).
Шарнирное устройство допускает перекос оси установки относительно оси НКТ до 5°. Особое внимание уделено совершенствованию узла соединения насоса с электродвигателем, как основного элемента, на долю которого приходится наибольшее число разрушений.
Вместо стандартного соединения насоса с протектором предложена шарнирно-кулачковая муфта, состоящая из карданного и сферического шарниров, кулачковой муфты, объединенных в одну сбоку. повышается устойчивость его работы.
Муфта допускает отклонение осей насоса и электродвигателя до 4°, что исключает возникновение изгибающих нагрузок. ЭЦН, оснащенный комплектом из шарнирного устройства и шарнирно-кулачковой муфты, свободно проходит по стволу искривленной скважины, в результате
Внедрение УЭЦН с адресной доставкой реагента посредством дозирования через гибкий трубопровод фирмы «ФЛЭК»
Эффективность предупреждения солеотложений и асфальто-смолисто-парафиновых отложений (АСПО) на нефтепромысловом оборудовании зависит не только от ингибиторов, но и от технологии их применения.
При выборе технологии учитывают геологические особенности разрабатываемого месторождения, состав попутно добываемых вод, причины и условия отложения солей, их состав, длительность межремонтного периода работы оборудования, климатические условия и т.д.
В основе технологии применения ингибиторов соле- и парафиноотложений лежит способ дозирования ингибитора. К выбору способа дозирования предъявляют следующие требования:
1. надежность и универсальность, т.е. возможность применения при различных способах эксплуатации скважин;
2. возможность защиты скважины и оборудования по всей технологической линии;
3. обеспечение стабильного дозирования реагента;
4. простота технологии и обслуживания;
5. минимальная трудоемкость и металлоемкость;
6. возможность применения при любых климатических условиях;
7. экономичность расходования реагента;
8. безопасность способа для обслуживающего персонала и удовлетворения требованиям охраны недр и окружающей среды.
На промыслах применяют следующие способы дозирования ингибитора солеотложений:
· непрерывное дозирование в скважину с использованием поверхностных дозировочных насосов или глубинных дозаторов;
· периодическая подача ингибитора в затрубное пространство скважины;
· периодическое задавливание ингибитора в призабойную зону пласта (залповая подача реагента);
По принципу размещения применяемые типы дозаторов можно разделить на две группы:
1. наземные - подают реагент в затрубное пространство скважины;
2. скважинные - подают реагент непосредственно на прием насоса.
Обычно оценка эффективности их применения производится по признаку доступности для осмотра и обслуживания.
Проведенные исследования с целью оценки технологической эффективности различных способов подачи реагентов в скважину, позволяют считать метод затрубного дозирования малоэффективным. При дозировании в затрубное пространство химреагент, проходя столб газожидкостной смеси, достигающий сотни, а иногда и тысячи метров, срабатывает и к приему насосов или башмаку труб поступает лишенным активности.
С целью достижения эффекта приходится намеренно увеличивать дозу реагента, что при его высокой стоимости отражается на себестоимости добычи нефти и снижает экономичность дозатора. Следует иметь в виду еще один фактор: многие реагенты при снижении температуры окружающей среды увеличивают вязкость, а в зимнее время замерзают. Это затрудняет операции с ними.
В ОАО «Аганнефтегазгеология» НК «Русснефть» разработана программа проведения опытно-промышленных испытаний ингибитора солеотложения «ФЛЭК-ИСО-4». Согласно разработанной программы поставлено 2 наземных блока дозирования химического реагента через импульсную трубку на приём насоса.
Результаты применения наземного дозатора ингибитора солеотложения «ФЛЭК-ИСО-4»:
· Куст №1 скв. 1053 Э25-1700 г./c - в работе 97 суток;
· куст 6 скв. 2005 Э125-1700 отработала 40 суток, отказала по причине Rк-0.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8
