Рисунок 5.5 Анализ наработки импортных УЭЦН

В приведенных выше таблицах сравниваются установки импортного производства одинаковых типоразмеров, по наработке на отказ. Общая их наработка на 01.01.2001г. составляет – 898,55 суток. Самыми применяемыми из импортных УЭЦН по фонду ЦДНГ являются ТD-280 и ТD-450. Средняя наработка по TD-280 за четыре года составила: НОГС – 199,5 суток и ОГС – 721,1суток, по TD-450 НОГС- 95,1 суток и ОГС –604,1 суток.

Установки TD –280 опережают по количеству отказов не отработавших гарантийный срок другие типоразмеры импортных УЭЦН по ЦДНГ-1.

За период с 1998 по2001г были демонтированы 27 установок TD-280. Из них 13 (48%) отработали гарантийный срок и 14 (52%) – не отработали гарантийный срок.

Новые установки иностранных производителей за период с 1998 по 2001 год на месторождения ТПП « Когалымнефтегаз» ЦДНГ-1 не внедрялись. Основной причиной, того что все установки импортного производства отработали гарантийный срок, является то, что перед каждым внедрением нового насоса проводилось скрепирование и шаблонирование эксплуатационной колонны, с последующей промывкой. На данный момент работают установки отремонтированные на базе ЛУКойл ЭПУ Сервис. Показатель по наработке импортных отремонтированных установок значительно ниже, чем западных аналогов, но превосходят показатели работы УЭЦН российских производителей.

Из таблицы также видно, что фонд скважин оборудованных ТД-280 и ТД-450 примерно одинаков. По количеству отказов ТД-280 превышает ТД-450, но и наработка по ТД-280 выше, чем ТД-450.Отсюда следует вывод, что неправильным будет выделять из них лучшую установку, так как в целом по ЦДНГ-1 показатели этих установок одинаковые.

5.6 Способы борьбы с осложнениями при эксплуатации УЭЦН

Для борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, предлагается следующее:

1. Для снижения количества подъемов насосных установок по причине не герметичность подвески НКТ рекомендуется менять старую подвеску НКТ на новую и вести учет о количестве произведенных спускоподъемных операций т.к. в основном полеты по узлам подвески происходят из-за старения подвески НКТ, а также повысить качество работы бригад ПРС.

2. Рекомендуется внедрять углепластиковые рабочие органы, которые повышают чистоту поверхности проточных каналов рабочего колеса и повышают гидродинамические характеристики насоса. Также углепластиковые рабочие органы легче в 7 раз чугунных рабочих органов, что понизит вибрацию насоса т.к. вибрация является основной причиной всех видов расчленений.

3. Для борьбы с солеотложениями рекомендуется применять углепластиковые рабочие колеса и обработка скважин ингибиторами солеотложений, например, реагентами типа ТХ – 1312 и ХПС – 001 Когалымского завода химреагентов.

4. При осложнении эксплуатации скважин парафиноотложениями следует применять механический способ борьбы, такой как спуск механических скребков и применять двухступенчатую подвеску УЭЦН.

5.7 Подбор оборудования и установление оптимального режима эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН

Эксплуатация скважин бес штанговыми насосами занимает на современном этапе развития отечественной нефтедобывающей промышленности особое место. Достаточно сказать, что из основных типов без штанговых установок - установок погружных центробежных электронасосов (УЭЦН), – на долю УЭЦН находится примерно половина всей, добываемой в отрасли, жидкости. Эксплуатация скважин бесштанговыми установками характеризуется некоторыми особенностями, связанными с принципом действия и конструкцией самих установок.

При подборе установки выбирают такие типоразмеры насоса, электродвигателя с гидрозащитой, кабеля, трансформатора, диаметра НКТ, а также глубину спуска насоса, сочетание которых обеспечивает освоение скважины и необходимую норму отбора ( номинальный дебит ) жидкости из нее в установившемся режиме работы системы скважина - установка при наименьших затратах.

Известно множество различных методик подбора погружных электроцентробежных установок как отечественных, так и зарубежных исследователей. Не останавливаясь на рассмотрении существующих методик, отметим, что большинство из них достаточно сложны и требуют применения специальных компьютерных программ.

Излагаемый ниже экспресс - метод подбора УЭЦН базируется на результатах экспериментальных исследований работы УЭЦН и успешно применяется в НГДУ «Когалымнефть» ЦДНГ-1.

5.7.1 Расчет оптимального давления на приеме

Одним из важнейших параметров работы УЭЦН является давление на приеме. Заниженное его значение может привести к снижению и даже срыву подачи установки из-за высокого содержания свободного газа на приеме (более 20% по объему). Завышенное давление на приеме означает неоправданно глубокую подвеску установки и вследствие этого дополнительный расход насосно-компрессорных труб, кабеля; увеличение времени спуско-подъемных работ; повышение вероятности обрывов установки, повреждения кабеля и т.д. Поэтому давление на приеме Pпр определяется по следующей схеме: 1) Определяем давление при котором, объемное газосодержание bmax равно 0,2; 2) Если полученное значение меньше минимального [Pпр]мин (с учетом возможного снижения пластового давления), то увеличиваем его до минимального (Pпр = [Pпр]мин = 2,0 МПа).

Давление на приеме при газосодержании bmax равным 0,2 определяется из системы уравнений:

, (1)

где Gпр - газовый фактор на приеме, м3/м3;

G0 - газовый фактор при атмосферном давлении, м3/м3;

Pнас - давление насыщения нефти газом, мПа;

B - обводненность, доли ед.;

f - коэффициент разгазирования;

ya - содержание азота при однократном разгазировании, %

Корректировка паспортной характеристики насосов

Поскольку напорные характеристики насосов нормируются как правило на пресной воде, то при расчетах их необходимо пересчитывать с учетом свойств откачиваемой жидкости (в основном вязкости и газосодержания), т.е. получить скорректированные напорные характеристики установок ЭЦН.

Напорная характеристика УЭЦН H-Q обычно задается по трем точкам в рабочей области (в зоне максимального КПД), т.е. для значений подач Q1, Q2, Q3задаются соответствующие им значения напоров H1, H2, H3.

Для того, чтобы скорректировать напорную характеристику, необходимо учесть:

1) Изменение объема (усадку) жидкости, Qжпр, м3/м3 при снижении давления от давления на приеме до атмосферного, вычисляется по формуле:

, (2)

где Qж - дебит жидкости скважины (при атмосферном давлении), м3/сут;

B - обводненность, доли ед.;

b - объемный коэффициент нефти;

Pпр - давление на приеме, МПа;

Pнас - давление насыщения нефти, МПа;

2) Коэффициент подачи от вязкости жидкости,вычисляется по формуле:

, (3)