Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ

Внедрение системы погружной телеметрии “Электон-ТМС-11” на УЭЦН НГДУ Елховнефть»

cool_lady 2550 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 102 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 10.04.2021
Выпускная квалификационная работа на тему «Внедрение системы погружной телеметрии “Электон-ТМС-11” на УЭЦН Елховнефть» содержит 98 страниц пояснительной записки, рисунков – 11, таблиц – 16. Выпускная квалификационная работа состоит из введения, технологической, технической, расчетной, экономической частей. Также в проекте рассмотрен раздел «Безопасность жизнедеятельности», который посвящен охране труда и гражданской защите в чрезвычайных ситуациях. При написании ВКР было использовано 60 источника литературы. В технологической части содержится назначение и технологические данные установки электроцентробежных насосов; анализ неисправностей ЭЦН; обоснование необходимости модернизации ЭЦН, а также сравнительная характеристика систем погружной телеметрии. В технической части производится описание и принцип работы системы погружной телеметрии «Электон-ТМС-11». В расчетной части подбор установки электроцентробежного насоса. В разделе «Безопасность жизнедеятельности» предложены мероприятия по улучшению условий труда на производственном объекте, разработана организационная структура гражданской обороны в чрезвычайной ситуации, мероприятия по охране окружающей среды. В экономической части приведена экономическая эффективность от внедрения системы погружной телеметрии (СПТ) "Электон-ТМС-11". Графическая часть состоит из 2 листов формата А1 и 2 листов формата А3, которые отражают и дополняют содержание ВКР. Ключевые слова: УЭЦН, ТМС, ЭЦН, станция управления. Расчетно-пояснительная записка и графическая часть выполнена в соответствии с ЕСКД.
Введение

В настоящее время современные нефтегазодобывающие и перерабатывающие предприятия представляют собой комплекс технологических объектов рассредоточенных на больших площадях, размеры которых достигают иногда сотен квадратных километров. Добыча нефти и газа производится круглосуточно, в любую погоду, поэтому для нормальной эксплуатации необходимо обеспечить постоянный дистанционный контроль работы технологических объектов и их состояния. Для этого необходимо использовать системы автоматизации на объектах. Существующие в настоящее время приборы исследования, регулирования и контроля разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений позволили перейти к созданию и внедрению информационно-измерительных систем для нефтегазодобывающих производств. Поддержание с требуемой точностью на заданном уровне параметров быстротекущих технологических процессов при ручном управлении оказывается трудновыполнимым. Поэтому функционирование современных нефтегазодобывающих и перерабатывающих производств возможно только при оснащении технологических установок соответствующими измерительными системами автоматического управления. Таким образом, современный этап развития добычи и переработки нефти и газа немыслим без применения системы телеметрии, контрольно-измерительных приборов, новейших средств автоматики и связи. Целью данной выпускной квалификационной работы (ВКР) является внедрение системы погружной телеметрии «Электон-ТМС-11» на УЭЦН для увеличения добычи нефти за счет сокращения внутрисменных потерь и отказов оборудования на одном из производственных подразделений НГДУ «Елховнефть» - в цехе по добыче нефти и газа центральной группы месторождений.
Содержание

Введение 4 Обоснование выбора темы 6 1 Технологическая часть 7 1.1 Назначение и технологические данные установки электроцентробежных насосов 8 1.3 Анализ неисправностей ЭЦН 11 1.4 Обоснование необходимости модернизации ЭЦН 15 1.5 Сравнительная характеристика систем погружной телеметрии 16 2 Техническая часть 21 2.1 Описание и принцип работы системы погружной телеметрии 22 «Электон-ТМС-11» 22 2.2 Станция управления и защиты погружного электродвигателя «Электон-04-250» 22 2.3 Контроллер "Электон-10" 29 2.4 Общие принципы работы СУ «Электон-04-250» в составе системы АСУТП 33 2.5 Станция управления общекустовая 35 2.6 Манометр устьевой «Микон-207» 41 2.7 Муфта пусковая «Электон-МПВ» для погружного 42 центробежного электронасоса 42 2.8 Система противоаварийной защиты ЭЦН 43 ? 3 Расчетная часть 49 3.1 Подбор установки электроцентробежного насоса 50 3.2 Выбор погружного электродвигателя 56 3.3 Выбор кабеля и трансформатора 57 3.4 Расчет скорости передачи по информационному каналу 59 4 Безопасность жизнедеятельности 64 4.1 Охрана труда и техника безопасности 65 4.2 Анализ потенциальной опасности и производственной вредности при автоматизации скважин ЭЦН 66 4.3 Основные мероприятия по обеспечению безопасности 68 условий труда операторов 68 4.4 Расчет заземления электрооборудования УЭЦН 70 5 Экономическая часть 73 5.1 Основные технико-экономические показатели 74 5.2 Методика расчета показателей экономической эффективности внедрения систем автоматизации 75 5.3 Расчет экономической эффективности от внедрения системы погружной телеметрии (СПТ) "Электон-ТМС-11" 78 Заключение 87 Список использованной литературы 89
Список литературы

1. Айзенштейн М.Д. «Центробежные насосы для нефтяной промышленности», Изд.: Москва 2012г. – 147 с. 2. Акимов В. А., Новиков В. Д., Радаев Н. Н. Природные и техногенные чрезвычайные ситуации: опасности, угрозы, риски. М.: Деловой экспресс, 2012 г. 345 с. 3. Александровская Л.Н. Современные методы обеспечения безотказности сложных технических систем / Л. Н. Александровская, А. П. Афанасьев, А. А. Лисов. - М. : Логос, 2013г. - 206 с. 4. Антонетти П. МОП-БИС. Моделирование элементов и технологических процессов / П. Антонетти, Д. Антониадис, Р. Даттон, и др.. - М.: Радио и связь, 2016г. - 496 c. 5. Балаба В.И., Дунюшкин И.И., Павленко В.П. Безопасность технологических процессов добычи нефти и газа. Учебное пособие. - М.: МФ «Национальный институт нефти и газа, 2013г, 477 с. 6. Бесекерский В. А. Системы автоматического управления с микро- ЭВМ / В. А. Бесекерский, В. В. Изранцев. - М. : Наука, 2012г. - 320 с. 7. Бондарук А.М. Автоматизированные системы управления качеством в технологических процессах / А.М. Бондарук, С.С. Гоц. - М.: Уфа: Монография, 2013г. - 144 c. 8. Бородин И.Ф. Автоматизация технологических процессов и системы автоматического управления (ССУЗ) / И.Ф. Бородин. - М.: Колос, 2016г. - 352 c. 9. Веревкин А.П. Автоматизация технологических процессов и производств в нефтепереработке и нефтехимии / Кирюшин О.В. - Москва: Изд-во «Недра», 2005г. - 159с. 10. Волков О.М. Пожарная безопасность резервуаров с нефтепродуктами -М.: Недра, 2010 г. 360 с. 11. Воробьев Ю.Л., Акимов В.А., Соколов Ю.И.. «Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов». Москва, Ин-октава, 2012 г. 480с. 12. Габдрахманов Н.Х. Научные основы и технологии насосной эксплуатации малодебитных скважин в поздние периоды разработки нефтяных месторождений: Дис. д.т.н. Уфа, 2015г. 250 с. 13. Глускин И.З., Иофьев Б.И. Противоаварийная автоматика в энергосистемах. Издат-во: М.: «Знак», 2009г. – 311с. 14. Голубов А.С. Отечественный опыт повышения качества эксплуатации УЭЦН // НефтьГазПромышленность. – 2010г. - №3. - С. 23: [Электронный ресурс]. - URL http://www.oilgasindustry.ru 15. Грей Ф. Добыча нефти. - М.: Олимп - бизнес, 2001г. - 182с. 16. Григоренко З.Н. "Черного золота" и нашим детям хватит! // Нефть и время. – 2012г. - №6. - 33-35с. 17. Гуревич Д.Ф. Справочник по арматуре для газо- и нефтепроводов. - Л.: Недра, 2015г. - 462с. 18. Денисенко В.В. Компьютерное управление технологическим процессом, экспериментом, оборудованием. - М.: Горячая линия-Телеком, 2014. - 608 с. 19. Донской Ю.А., Дарищев А.Ю. О применении УЭЦН для добычи высокогазированных жидкостей // Нефтепромысловое дело. – 2012г. - №2. – 31с. 20. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях Учебное пособие, - М.: МФ «Национальный институт нефти и газа, 2008г, 312 с. 21. Дружинин Г.В. Надёжность автоматизированных систем / Г. В. Дружинин. - М.: Энергия, 2008г. - 536 с. 22. Ивановский В.Н. Скважинные насосные установки для добычи нефти. – М.: ГУП «Нефть и газ», 2015г. - 824 с. 23. Изерман Р. Цифровые системы управления : пер. с англ. — М. : Мир, 2014г. - 541с. 24. Иконников Ю.А. Отечественные системы погружной телеметрии для электропогружных установок: преимущества, недостатки, возможные пути развития [Электронный ресурс]. - URL http://neftegas.info 25. Кангин В.В. Промышленные контроллеры в системах автоматизации технологических процессов: Учебное пособие / В.В. Кангин. - Ст. Оскол: ТНТ, 2013г. - 408 c. 26. Китабов А.Н., Токарев В.П. Информационно-измерительные системы диагностики погружного электродвигателя // Вестник УГАТУ. Уфа, 2011г. - №1. – 41с. 27. Клюев А.С. Автоматизация настройки систем управления / А.С. Клюев, В.Я. Ротач, В.Ф. Кузищин. - М.: Альянс, 2015г. - 272 c. 28. Коршак А. А. Основы нефтегазового дела / А.М. Шаммазов. - Уфа.: ДизайнПолиграфСервис, 2008г. - 135с. 29. Кунцевич Н.А. SCADA-системы и муки выбора// Мир компьютерной автоматизации. – 2013г. - № 1., 72-78с. 30. Латышенко К.П. Автоматизация измерений, испытаний и контроля / К.П. Латышенко. - М.: МГУИЭ, 2016г. - 312 c. 31. Мохов М.А. Сахаров В.А. Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин Учебное пособие, - М.: МФ «Национальный институт нефти и газа, 2012г, 188 с. 32. Наумовская А.А. Применение нечеткой логики в системе автоматического регулирования фазового состава сырой нефти //Современные техника и технологии: Сборник трудов XXI Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых 5-9 октября 2015 г. - Томск: Изд-во ТПУ, 2015 - Т.2- 49с. 33. Наумовская А.А., Тутов И.А. К развитию человеко-машинного интерфейса SCADA-систем // Системы автоматизации в образовании, науке и производстве AS`2015: труды X Всероссийской научно-практической конференции (с международным участием), Новокузнецк 17–19 декабря 2015г., Новокузнецк : Сиб-ГИУ, 2015г.- 49с. 34. Островский Г.М. Методы оптимизации химико-технологических процессов / Г.М. Островский, Ю.М. Волин, Н.И. Зиятдинов. - М.: КДУ, 2015г. - 424 c. 35. Пьявченко Т.А. Автоматизированные информационно-управляющие системы: учеб, пособие /Т. А. Пьявченко, В. И. Финаев. — Таганрог: Изд-во ТРТУ, 2016г. - 268 с. 36. Родионов В.Д., Терехов В.А., Яковлев В.Б. Технические средства АСУ ТП / Под ред. В.Б. Яковлева. – М.: Высш. шк., 2013г. - 263c. 37. Середа Н.Г., Муравьев В.М. Основы нефтяного и газового дела. - М.: Недра, 2017г.- 287 с. 38. Скворцов А.В. Автоматизация управления жизненным циклом продукции: Учебник для студентов учреждений высшего профессионального образования / А.В. Скворцов, А.Г. Схиртладзе, Д.А. Чмырь… - М.: ИЦ Академия, 2010г. - 320 c. 39. Скворцов А.В. Автоматизация управления жизненным циклом продукции: Учебник для студентов учреждений высшего профессионального образования / А.В. Скворцов, А.Г. Схиртладзе, Д.А. Чмырь. - М.: ИЦ Академия, 2015г. - 230 c. 40. Схиртладзе А.Г. Автоматизация производственных процессов в машиностроении: Учебник / А.Г. Схиртладзе, В.Н. Воронов, В.П. Борискин. - Ст. Оскол: ТНТ, 2012г. - 600 c. 41. Схиртладзе А.Г. Автоматизация технологических процессов. - М.: ТНТ, 2013г. - 524 c. 42. Трахтенгерц Э.А. Компьютерная поддержка принятия решений: науч.-практ. издание. - М.: СИНТЕГ, 2010. - 376 с. - (Информатизация России на пороге XXI века). 43. Тугашова Л.Г., Абдулкина Н.В. Экономическая часть выпускной квалификационной работы. Методические указания по расчету экономической части выпускной квалификационной работы для бакалавров очной и очно-заочной форм обучения. - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2015г. 44. Тугашова Л.Г., Орехова Л.Г. Выпускная квалификационная работа. Методические указания по выполнению выпускной квалификационной работы для бакалавров очной и очно-заочной форм обучения. – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2015г. 45. Хансуваров К.И., Цейтлин В.Г. Техника измерения давления, расхода, количества и уровня жидкости, газа и пара, М.: Издательство стандартов, 2013г. - 324с. 46. Хашемиан Х.М. Датчики технологических процессов. Характеристики и методы повышения надежности / Х.М. Хашемиан. - М.: Бином, 2014г. - 336 c. 47. Храменков В.Г. Автоматизация управления технологическими процессами бурения нефтегазовых скважин / В.Г. Храменков. - Вологда: Инфра-Инженерия, 2016г. - 415 c. 48. Шаловников Э.А. Основы автоматизации производственных процессов нефтегазового производства: Учебное пособие для студ. учреждений высш. проф. образования / М.Ю. Прахова, Э.А. Шаловников, Н.А. Ишинбаев; Под ред. М.Ю. Прахова. - М.: ИЦ Академия, 2010г. - 256 c. 49. Шаловников Э.А. Основы автоматизации производственных процессов нефтегазового производства: Учебное пособие для студ. учреждений высш. проф. образования / М.Ю. Прахова, Э.А. Шаловников, Н.А. Ишинбаев; Под ред. М.Ю. Прахова. - М.: ИЦ Академия, 2012г. - 328 c. 50. Шишмарев В.Ю. Автоматизация производственных процессов в машиностроении / В.Ю. Шишмарев. - М.: Academia, 2012г. - 368 c. 51. Шишмарев В.Ю. Автоматизация технологических процессов / В.Ю. Шишмарев. - М.: Academia, 2013г. - 352 c. 52. Шишмарев В.Ю. Автоматизация технологических процессов / В.Ю. Шишмарев. - М.: Академия, 2012г. - 352 c. 53. Шишмарёв В.Ю. Автоматизация технологических процессов. Учебник / В.Ю. Шишмарёв. - М.: Academia, 2014г. - 352 c. 54. Шишов О.В. Технические средства автоматизации и управления: Учебное пособие / О.В. Шишов. - М.: ИНФРА-М, 2012г. - 397 c. 55. Юсупов П.М. Элементы теории идентификации технических объектов. - М. : Изд-во МО СССР, 2008. - 202 с. 56. Безопасность жизнедеятельности. Безопасность технологических процессов и производств. Охрана труда / П.П. Кукин и др. - М.: Высшая школа, 2016г. - 336 c. 57. Журнал «Новатор», под редакцией О. Григорьевой, статья «УЭЦН малого габарита: увеличение добычи нефти из скважин с конструктивными ограничениями» - РФ, март 2012г, 2-5с. 58. Система погружной телеметрии ЭЛЕКТОН-ТМС. Инструкция по монтажу ЦТКД 228 ИМ. ЗАТО г. Радужный, 2014г. 59. Система погружной телеметрии ЭЛЕКТОН-ТМС. Руководство по эксплуатации ЦТКД 228 РЭ. ЗАТО г. Радужный, 2012г.
Отрывок из работы

Обоснование выбора темы Целью данной выпускной квалифицированной работы является модернизация системы УЭЦН путем внедрения системы погружной телеметрии ЭЛЕКТОН-ТМС-11. Рассматривается повышенный интерес к мероприятиям, позволяющим диагностировать отказы, повысить срок службы и прогнозировать дальнейшую динамику работы ЭЦН в процессе эксплуатации. Соответствовать этим требованиям может СУ ЭЦН, либо система погружной телеметрии. Поэтому, для оценки перспективности использования выбранного средства при проведении патентных исследований основное внимание было уделено средствам погружной телеметрии. Благодаря внедрению погружной телеметрической системы «Элктон-ТМС-11» можно выделить низкое энергопотребление погружного блока, вследствие чего улучшается температурный режим работы блока и повышается надежность его работы при высоких температурах окружающей среды. Имеется возможность определения, в какой части погружной установки произошло уменьшение до нуля сопротивления изоляции: в самом погружном блоке ТМСП или в системе «кабель-ПЭД». Также повышается скорость и помехоустойчивость канала передачи данных, а также возможность передачи информации (команд) от наземного блока к погружному, в том числе во время работы ЭЦН, что позволяет оперативно управлять режимами работы погружного блока (выборочная передача данных, запрос служебной информации, управление электроклапаном и т. п.). Например, выборочная передача данных позволяет, получать информацию о давлении на приеме насоса чаще, чем о температуре пластовой жидкости. Благодаря встроенному USB-host в наземном блоке - разъём USB типа «А», позволяет использовать практически любой флэш-накопитель для считывания хронологии и обновления внутреннего ПО, и еще наземный блок имеет два аналоговых входа для подключения внешних датчиков, например, датчиков давления на устье. 1 Технологическая часть 1.1 Назначение и технологические данные установки электроцентробежных насосов НГДУ «Елховнефть» разрабатывает 6 нефтяных месторождений: Ново-Елховское, Соколкинское, Восточно-Макаровское, Аксаринское, Мельнинское, Южно-Мухинское. Рассматриваемая в данной работе установка погружного электроцентробежного насоса находится на Ново-Елховском месторождение Республике Татарстан. Установка предназначена 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 коррозионно-износостойкости. При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация механических примесей превышает допустимую 0,1 грамм/литр происходит засорение насосов, интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация, попадание воды в погружной электродвигатель (ПЭД) по торцевым уплотнениям, происходит перегрев двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН. Условное обозначение установок: УЭЦН К 5-180-1200, У 2 ЭЦН И 6-350-1100, где У - установка, 2 - вторая модификация, Э - с приводом от погружного электродвигателя, Ц - центробежный, Н - насос, К - повышенный коррозионостойкости, И - повышенной износостойкости, М - модульного исполнения, 6 - группы насосов, 180, 350 - подача м/сут, 1200, 1100 - напор, м.в.ст [14]. 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) (рис. 1.1). Трансформатор 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 1.1 - Устройство установки ЭЦН В системах УЭЦН электродвигатель располагается внизу компоновки, а насос сверху; электрический кабель крепится к наружной поверхности насосно-компрессорных труб, а компоновка в сборе спускается в скважину таким образом, что насос и электродвигатель находятся ниже уровня жидкости. Система механических уплотнений и выравнивающее уплотнение используются для: - предотвращения поступления жидкости в электродвигатель; - устранения опасности короткого замыкания. Насос подсоединяется либо к трубе или к гибкому шлангу, а может быть спущен по направляющим рельсам, проволоке так, что насос садится на фланцевую муфту с лапой и при этом обеспечивается соединение с компрессорными трубами. При вращении электродвигателя оно передается на рабочее колесо в батарее последовательных центробежных насосов, и чем больше секций имеет насос, тогда тем выше будет подъем жидкости. Электродвигатель подбирается с учетом характеристик насоса, а последний проектируется для откачки определенного объема жидкости. Вал изготовливается из монель-металла, а секции из коррозионно - и износостойкого материала. Насос имеет роторно-центробежное действие. Защитный узел крепится сверху насоса для изолирования электродвигателя и для обеспечения движения вала в центре для привода насоса. Кабель проходит из верхней части электродвигателя, сбоку от насоса, и крепится к внешней поверхности каждой насосно-компрессорных труб по всей длине лифтовой колонны находящиеся от электродвигателя и до устья скважины, далее до электрораспределительной коробки. Кабель состоит из трех жил защищенного и изолированного непрерывного провода. Ввиду ограниченного зазора вокруг насоса/уплотнения, в промежутке от электродвигателя до НКТ выше насоса используется плоский кабель. В этом месте он сращивается с менее дорогим круглым кабелем, который проходит до устья [21]. На нефтяных промыслах в настоящее время находятся в эксплуатации несколько десятков типоразмеров отечественных и импортных погружных центробежных электронасосов с двигателями погружного типа. С помощью этих насосов получают свыше 70% общего количества нефти, добытого механизированным способом. Разработан и находится в эксплуатации широкий ряд оборудования для автоматизации управления установками ЭЦН: станция управления (СУ), тиристорные станции плавного пуска, выходные фильтры, системы погружной телеметрии (СПТ) и т.д. Установка ЭЦН включает наземное и погружное оборудование. Состав погружной части определяется параметрами скважины, но в нашем случае основным подземным электрооборудованием является электроцентробежный насос и погружной электродвигатель. Если скважина высокодебитная, то для того, чтобы улучшить контроль над состоянием в скважину спускают телеметрическую систему ТМС. Наличие большого количества газа в нефти заставляет использовать газосепаратор, а отсутствие газа или малое его количество допускает установку модуля. Питание к двигателю подводится погружным кабелем типа КПБП, КРБП, КПБК и КРБК с сечением 10, 16, 25 или 35 мм2. В данном случае применяется КПБП 3-х жильный с сечением 16 мм2. К наземному оборудованию относят трансформатор питания погружных насосов (ТМПН 63/3), СУ ПЭД и выходной фильтр (L-C фильтр не установлен). Также к наземному оборудованию относятся кабели, играющие роль перемычек между СУ и трансформатором, и питающие кабели, соединяющие СУ с комплектной трансформаторной подстанцией наружной установки. Для обеспечения нормальной, долгосрочной работы погружного электродвигателя необходимо строгое соблюдение его номинальных параметров, указанных в паспорте. К этим параметрам относится величина тока, напряжения, температура и давление в скважине, подача насоса и другие. При значительном отклонении этих параметров создаются условия, при которых двигатель снижает срок службы или может быстро выйти из строя. Для контроля над основными параметрами двигателя, правильностью его подключения применяется схема управления ПЭД. В данном случае для защиты двигателя применяется СУ погружной телеметрией «Электон-04-250». 1.3 Анализ неисправностей ЭЦН К основным неисправностям ЭЦН можно отнести следующие неисправности: ? реже всего выходит из строя гидрозащита, основной поломкой является прорыв резиновой диафрагмы; ? двигатели выходят из строя из-за пробоя статора нижнего или верхнего оснований, а также коррозии корпуса; ? насос выходит из строя чаще всего из-за засорения мехпримесями, быстро изнашивается вал насоса. Анализ причин преждевременных отказов фонда скважин оборудованных ЭЦН отображается следующими показателями: ? до 17% отказов приходится на некачественную работу бригад подземного ремонта скважин, где нарушаются регламенты спускоподъемных операций; как следствие это приводит к повреждению кабеля, некачественному монтажу ЭЦН, не герметичности НКТ, плохой промывке скважин; ? около 18% отказов приходится на долю скважин работающих в периодическом режиме, вызванных слабым притоком, а также не соответствием типоразмера насосов с условиями эксплуатации; ? в 13% отказов причины не были выявлены, т. к. нарушался регламент проведения расследования; ? примерно 10% отказов происходят из-за отложений твердых асфальто-смолинисто-парафиновых отложений вместе с окалиной, песком, глинистыми частицами и ржавчиной; ? около 9% отказов из-за выноса пропана в скважинах после гидравлического разрыва пласта, что приводит к заклиниванию валов и выводу из строя насосов; ? до 8% отказов происходит по причине бесконтрольной; ? только 6% отказов происходит по причине отсутствие контроля за выводом установок на режим; ? в 5% случаях отказ происходил из-за заводского брака, скрытых дефектов, некачественных комплектаций погружного и наземного насосного оборудования; ? на остальные 14% приходятся прочие неисправности. Рассмотрим другие неисправности, возникающие при использовании скважины с ЭЦН. В настоящее время ряд крупнейших нефтяных месторождений Российской Федерации находятся на поздних и заключительных стадиях разработки. Фонд мало - и средне дебитных скважин составляет около 75%. Несмотря на истощенность и выработанность промышленных запасов эти месторождения, благодаря огромным начальным запасам и совершенствованию технологий продолжают разрабатываться и остаются экономически рентабельными [47]. В отрасли пока не сложилось единого количественного критерия определения малодебитной скважины. На различных месторождениях малодебитной считается скважина с дебитом жидкости менее 25 м3/сут. Так как особенности каждого пласта индивидуальны, поэтому затраты на разработку месторождений определяются по-разному. В настоящее время основными методами борьбы с негативным влиянием газа на работу УЭЦН являются: ? применение на приеме насоса газосепараторов различных конструкций (гравитационный, вихревой, центробежный); центробежный газосепаратор является самым надежным средством защиты ЭЦН от вредного влияния свободного газа; основным недостатком данного метода является то, что эффективность устройства в моменты поступления на прием насоса большого количества газа мала; кроме того, газовый сепаратор имеет недостаточную пропускную способность по жидкости, что приводит к снижению производительности установки в целом; ? монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств; основным достоинством данного метода является то, что при прохождении жидкости через устройство повышается ее однородность и степень измельченности газовых включений, что приводит к снижению вибрации и пульсаций насоса, однако этот метод не позволяет решить проблему оттеснения динамического уровня газом; применение диспергаторов наиболее рационально для высокопроизводительных установок, так как они обеспечивают наибольший КПД; ? спуск насоса в зону, где давление на приеме насоса равно давлению насыщения нефти газом; этот метод широко распространен, так как весьма прост технологически и организационно, но является неэкономичным, поскольку требует спуска насоса на большие глубины, что приводит к дополнительному расходу НКТ и электропогружного кабеля, повышению нагрузки на колонну НКТ.
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Дипломная работа, Технологические машины и оборудование, 41 страница
1025 руб.
Дипломная работа, Технологические машины и оборудование, 95 страниц
2375 руб.
Дипломная работа, Технологические машины и оборудование, 49 страниц
2000 руб.
Дипломная работа, Технологические машины и оборудование, 52 страницы
2000 руб.
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg