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.
