Дипломная работа: Эксплуатация электроцентробежного насоса на месторождении Мирзоева

2) нагрев насосных труб горячей нефтью или водой, закачиваемой в затрубное пространство. Горячая жидкость, нагревая насосные трубы, расплавляет парафин на их стенках, и он выносится потоком жидкости на поверхность.

3) применение насосно-компрессорных труб, футерованных стеклом или лаками. В таких трубах парафин не откладывается, и эксплуатация скважин происходит в нормальных условиях. Применение в насосных скважинах труб, покрытых бакелитово-эпоксидными лаками, дает лучшие результаты по предотвращению отложений парафина. Бакелитово-эпоксидное покрытие обладает высокой механической прочностью и эластичностью, не разрушается до достижения предела упругой деформации металла, что обеспечивает больший межремонтный период работы скважины.

Процесс отложения парафина имеет адсорбционный характер. Поэтому защитные покрытия труб гидрофильными (смачивающимися водой) материалами оказались весьма эффективными для борьбы с отложениями парафина. Для создания защитных покрытий применяют лакокрасочные материалы, а также стекло, стеклоэмали.

Добавки в поток химических реагентов способствуют гидрофилизации стенок труб, увеличению числа центров кристаллизации парафина в потоке, повышению дисперсности частиц парафина в нефти. Такими реагентами могу быть водо- и нефтерастворимые ПАВ. Применение реагента ХТ-48 показало, что он не полностью предотвращает отложения, хотя скорость отложения снизилась.

Исследованиями установлено, что использование переменного магнитного поля увеличивает число центров кристаллизации в потоке и предотвращает отложение парафина.

Отложения парафина удаляют тепловыми и механическими способами. При тепловом способе проводят периодическую закачку в затрубное пространство скважины горячей нефти (газоконденсата), перегретого пара или паровоздушной смеси. При этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ. Для получения водяного пара используют паропередвижные автомобильные установки типа ППУА, а для нагрева нефти - агрегат депарафинизации передвижной типа 1 АДП-4-150.

При механическом способе используют скребки, которыми соскабливают отложения парафина со стенок труб. Их спускают и поднимают на проволоке с помощью электродвигателя автоматической депарафинизационной установки типа АДУ-3 или УДС-1. Подъем скребков происходит под действием напора газонефтяного потока, при этом вверху и внизу труб устанавливают амортизаторы.

Фактически на месторождении им. Мирзоева депарафинизация проводится при помощи скребков, спускаемых в скважину на проволоке. Для успешной депарафинизации скважин скребками на месторождении в процессе эксплуатации скважин определен срок периодичности скребкования. Некоторые скважины не требуют депарафинизации чаще, чем 2 раза в месяц. Но есть скважины, на которых скребкование проводится раз в 2-3 дня и даже ежедневно. Составлен график депарафинизации скважин скребками. Ежемесячно этот график обновляется в зависимости от изменяющихся условий. Интервал скребкования обычно установлен с большим запасом, до 1200 метров, исключающим полностью возможность образования парафиновых пробок. Если скребок не проходит в каком-либо интервале, то сразу же спускают в скважину скребок меньшего диаметра, затем после удачного прохождения меньшего скребка спускают прежний скребок, а для этой скважины увеличивают частоту скребкования.

Футерованные трубы на месторождении не применяются из-за их дороговизны.

Депарафинизация горячей нефтью применяется крайне редко по многим причинам, основной из которых является отсутствие необходимой техники (АДПМ).

В зимнее время из-за частых буранов невозможно подъехать к скважинам. Расчистка подъездов к скважинам затягивается также из-за отсутствия техники (бульдозеров). График скребкования срывается. Скважины могут прекратить работу. Для депарафинизации скважин в этом случае приходится привлекать бригады подземного ремонта скважин. Депарафинизация оборудования производится на устье после подъема из скважины НКТ.

2.5 Анализ наработки на отказ фонда скважин, оборудованных ЭЦН на месторождении Мирзоева

Основными осложнениями при работе скважин, оборудованных ЭЦН, на месторождении Мирзоева являются, как уже было отмечено, отложения парафина на стенках спущенного в скважину оборудования и газ, мешающий работе насосов. Вследствие этого растут, либо наоборот снижаются нагрузки на двигатель насоса. Насос работает с перегрузом или недогрузом. В обоих случаях двигатель насоса автоматически отключается, затем через некоторое время (заранее установленная задержка) насос автоматически включается. Если по-прежнему нагрузки не изменяются, то происходит очередное отключение, затем включение и т. д.

Частые отключения-включения не идут на пользу двигателю. Если вовремя не заметить подобной работы, то через некоторое время насос может выйти из строя (заклинивает насос, снижается изоляция кабеля, зачастую до полного исчезновения изоляции, горит двигатель). Количество ремонтов растет, межремонтный период уменьшается. В целом добыча снижается, а затраты растут.

В следующей таблице приведены сведения о количестве произведенных ремонтов и межремонтных периодах работы всех скважин, оборудованных ЭЦН на месторождении Мирзоева, за 2001-2005гг. Отдельно даны сведения о межремонтных периодах до перевода на ЭЦН REDA и после. По скважинам, недавно переведенным на ЭЦН REDA и не ремонтируемым после перевода, данных по межремонтному периоду нет.

Средний МРП до перевода менее 200 суток, после перевода - более 500 суток. Межремонтный период увеличился в 2,5 раза. Этот показатель следует увеличить в 2-3 раза, так как сведений по МРП скважин, переведенных на зарубежные насосы, практически пока не получены. Теоретически МРП этих скважин может достигнуть величин 1500 суток и более. По состоянию на 1.06.06 МРП скважин, оборудованных насосами ЭЦН REDA уже превысил в среднем 500 суток и продолжает расти. Отдельные насосы в НГДУ работают уже свыше трех лет. Вывод о МРП насосов фирмы Shlumberger на месторождениях НГДУ можно будет сделать через 2-4 года, когда основная часть скважин будет переведена на работу с этими насосами. Месторождение им. Р.С. Мирзоева планируется полностью перевести на УЭЦН REDA фирмы Shlumberger.

Таблица 2.2

Сведения о ремонтах скважин ЭЦН на месторождении Мирзоева за период 2001-2005 гг.

Ниже приведена диаграмма, показывающая соотношения межремонтных периодов для пяти скважин, переведенных на ЭЦН REDA, до и после перевода (для остальных скважин пока нет данных о межремонтном периоде, т. к. не было ремонтов после перевода на ЭЦН REDA).

Рис. 2.15 Соотношение межремонтных периодов до и после перевода на ЭЦН REDA

2.6 Подбор оборудования и оптимизация работы скважин, оборудованных ЭЦН на месторождении Мирзоева

2.6.1 Цель оптимизации (причина)

Под оптимизацией работы уже эксплуатируемых установок понимается решение задач, связанных с подбором только некоторых узлов установки и режимных параметров. В качестве критерия оптимальности при сопоставлении возможных вариантов компоновки оборудования может быть использован минимум условных затрат на подъём нефти из скважины.

Оптимальной работой установки ЭЦН может считаться непрерывная работа в течение не менее одного года. В НГДУ был сделан подсчет окупаемости вновь приобретенных установок фирмы Shlumberger. При условии сохранения дебитов нефти в среднем по скважинам месторождения Мирзоева, окупаемость установки достигается в течение 85 суток. В течение года установка дает прибыль, превышающую ту, которая достигается российскими установками, работающими в настоящее время. Работа установок REDA рассчитана на многолетнюю работу без подъема на поверхность (до 10 лет).

При низких уровнях жидкости в скважине необходимо спускать установку на большую глубину, достигающую на месторождении Мирзоева 3000 метров. Установки REDA способны развивать напоры, превышающие 3000 метров.

Найденная глубина спуска корректируются в последующем на основе замеров дебита скважины и замеров динамических уровней эхолотом. Снимаются также параметры работы установки: сила тока, напряжение, сопротивление, записываемые непрерывно в течение всей работы насосов. После комплексной проверки может быть принято решение об изменении параметров работы насосной установки.

Корректировка может состоять в изменении глубины спуска насоса, смене установки полностью, изменении диапазона допустимых нагрузок.

После успешной корректировки, т. е. получения заданного дебита жидкости, можно считать режим откачки в первом приближении оптимальным. Действительно, подбор оборудования делается так, что оно соответствует характеристике скважины: нет излишней бесполезной грузоподъемности и мощности оборудования и в то же время оно не перегружено, что могло бы вызвать неполадки и дополнительный ремонт.

Однако даже в течение короткого времени эксплуатации может выясниться необходимость изменения режима откачки или применения другого типа насоса и т. д. с тем, чтобы приблизить работу установки и режим эксплуатации скважины к оптимальным. Кроме того, оптимизация режимов эксплуатации и откачки скважин с очень вязкой жидкостью (нефть или стойкая эмульсия), а также скважин с фонтанными проявлениями или с большим содержанием песка в жидкости, частыми отложениями парафина в подъемнике и т. д. требует особого подхода даже при первоначальном выборе оборудования.

Выбор оборудования должен быть согласован с данными прогноза изменения дебитов скважин и высот подъема жидкости с течением времени. Если в ближайшие годы ожидается существенное увеличение дебитов или высот подъема жидкости, надо выбирать установки с учетом этого обстоятельства, т. е. не по текущему дебиту и высоте подъема, а по будущему, планируемому. Некоторая излишняя грузоподъемность и мощность установки в первый период эксплуатации в этом случае вполне оправдана.

После корректировки режима работы скважины проводят дополнительные исследования, ежедневно контролируют работу УЭЦН, прослеживают изменение динамических уровней эхолотом, замеряют дебиты, производят отбор проб для определения обводненности продукции и содержания механических примесей. На основании проведенных исследований корректируется работа скважины, намечаются мероприятия для дальнейшей оптимизации работы скважины, составляется уточненный технологический режим.

2.6.2 Методика подбора оборудования на промыслах

Установки по характеристике скважины выбирают в следующем порядке:

1) определяют необходимый напор насоса;

2) с учетом влияния вязкости пластовой жидкости и газосодержания на характеристику скважинного центробежного насоса определяют параметры насоса для подачи им воды (с целью выбора типоразмера насоса по данным завода-изготовителя);

3) выбирают несколько установок насосов из числа, выпускаемых промышленностью;

4) определяют глубину подвески центробежного насоса в скважине;

5) определяют мощность двигателя насосного агрегата и уточняют его типоразмер;

б) проверяют возможность подачи насосом тяжелой жидкости;

7) проверяют параметры выбранного ранее кабеля и насосно-компрессорных труб;

8) проверяют диаметральные размеры насосного агрегата, труб и кабеля;

9) проверяют параметры трансформатора;

10) сравнивают экономические показатели нескольких предварительно выбранных типоразмеров установок;