Установки погружных центробежных электронасосов

ВВЕДЕНИЕ

ПОГРУЖНЫЕ ДВИГАТЕЛИ

Погружные двигатели состоят из электродвигателя (рис. 4) и гидрозащиты.

Двигатели трехфазные асинхронные короткозамкнутые двухполюсные погружные унифицированной серии ПЭД в нормальном и коррозионностойком исполнениях, климатического исполнения В, категории размещения 5 работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов в модульном исполнении для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин.

Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорциях) с температурой до 110 °С, содержащей:

механические примеси с относительной твердостью частиц не более 5 баллов по шкале Мооса - не более 0,5 г/л;

сероводород: для нормального исполнения - не более 0,01 г/л; для коррозионностойкого исполнения - не более. 1,25 г/л;

свободный газ (по объему) - не более 50%. Гидростатическое давление в зоне работы двигателя не более 20 МПа.

Допустимые отклонения от номинальных значений питающей сети:

по напряжению - от минус 5% ДО плюс 10%; по частоте переменного тока - ±0,2 Гц; по току - не выше номинального на всех режимах работы, включая вывод скважины на режим.

В шифре двигателя ПЭДУСК-125-117ДВ5 ТУ 16-652.029 - 86 приняты следующие обозначения: ПЭДУ - погружной электродвигатель унифицированный; С - секционный (отсутствие буквы - несекционный); К - коррозионностойкий (отсутствие буквы - нормальное); 125 - мощность, кВт; 117 - диаметр корпуса, мм; Д - шифр модернизации гидрозащиты (отсутствие буквы - основная модель); В5 - климатическое исполнение и категория размещения.

В шифре электродвигателя ЭДК45-117В приняты следующие обозначения: ЭД - электродвигатель; К - коррозионностойкий (отсутствие буквы - нормальное исполнение); 45 - мощность, кВт; 117 - диаметр корпуса, мм; В - верхняя секция (отсутствие буквы - несекционный, С - средняя секция, Н - нижняя секция).

В шифре гидрозащиты ПК92Д приняты следующие обозначения: П - протектор; К - коррозионностойкая (отсутствие буквы - исполнение нормальное); 92 - диаметр корпуса в мм; Д - модернизация с диафрагмой (отсутствие буквы - основная модель с барьерной жидкостью).

Типы, номинальные параметры двигателей приведены в табл. 4.6, а номинальные параметры электродвигателей -  в табл. 4.7.

Пуск, управление работой двигателями и его защита при аварийных режимах осуществляются специальными комплектными устройствами.

Пуск, управление работой и защита двигателя мощностью 360 кВт с диаметром корпуса 130 мм осуществляются комплектным тиристорным преобразователем.

Электродвигатели заполняются маслом МА-ПЭД с пробивным напряжением не менее 30 кВ.

Рис. 4. Электродвигатель односекционный:

1 - крышка: 2 - головка; 3 - пята: 4 - подпятник; 5 - пробка: 6 - обмотка статора; 7 - втулка; 8 - ротор; 9 -  статор; 10 - магнит; 11 - фильтр; I2 - колодка; 13 - кабель с наконечником; 14 - кольцо; 15 - кольцо уплотнительное; 16 - корпус: 17, 18 - пробка

 

Таблица 6

Двигатель	Номинальная мощность, кВт	Номинальное напряжение, В	Номинальный ток, A
1	2	3	4
ПЭДУ16-103В5 ПЭДУ16-103ДВ5 ПЭДУК16-103В5 ПЭДУК16-103ДВ5	16	530	26
ПЭДУ22-103В5 ПЭДУ22-103ДВ5 ПЭДУК22-103В5 ПЭДУК22-103ДВ5	22	700	27
ПЭДУ32-103В5 ПЭДУ32-103ДВ5 ПЭДУК32-103В5 ПЭДУК32- 103ДВ5	32	1000	27,5
ПЭДУ45-103В5 ПЭДУ45-103ДВ5 ПЭДУК45-103В5 ПЭДУК45-103ДВ5	45	1050	37
ПЭДУС63-103В5 ПЭДУС63-103ДВ5 ПЭДУСК63-103В5 ПЭДУСК63-103ДВ5	63	1500	36,5
ПЭДУС90-103В5 ПЭДУС90-103ДВ5 ПЭДУСК90-103В5 ПЭДУСК90-103ДВ5	90	2100	37
ПЭДУ45-117В5 ПЭДУ45-117ДВ5 ПЭДУК45-117В5 ПЭДУК45-117ДВ5	45	1.000	36
ПЭДУ63-117В5 ПЭДУ63-117ДВ5 ПЭДУК63- 117В5 ПЭДУК63-117ДВ5	63	1400	36
ПЭДУС90-117В 5 ПЭДУС90-117ДВ5 ПЭДУСК90-117B5 ПЭДУСК90-117ДВ5	90	1950	37
ПЭДУС 125-117В5 ПЭДУС125-117ДВ5 ПЭДУСК125-117В5 ПЭДУСК 125-117ДВ5	125	1950	51
ПЭДУ90-123В5 ПЭДУ90-123ДВ5 ПЭДУК90-123В5 ПЭДУК90-123ДВ5	90	2200	32,5
ПЭДУС180-123В5 ПЭДУС180-123ДВ5 ПЭДУСК180-123В5 ПЭДУСК180-123ДВ5	180	2150		66
ПЭДУС250-123В5 ПЭДУС250-123ДВ5 ПЭДУСК250-123В5 ПЭДУСК250-123ДВ5	250	2250		88
ПЭДУС180-130В5 ПЭДУС180-130ДВ5 ПЭДУСК 180-130B5 ПЭДУСК180-130ДВ5	180	2300		61
ПЭДУС250-130B5 ПЭДУС250-130ДВ5 ПЭДУСК250-130B5 ПЭДУСК250-130ДВ5	250	2300		85
ПЭДУС360-130B5 ПЭДУС360-130ДВ5 ПЭДУСК360-130B5 ПЭДУСК360-130ДВ5	360	2300		122,5

 

Предельная длительно допускаемая температура обмотки статора электродвигателей (по сопротивлению для электродвигателей диаметром корпуса 103 мм) равна 170 °С, а остальных электродвигателей - 160 °С.

Двигатель состоит из одного или нескольких электродвигателей (верхнего, среднего и нижнего мощностью от 63 до 360 кВт) и протектора.

Электродвигатель (см. рис. 4) состоит из статора, ротора, головки с токовводом, корпуса.

Статор выполнен из трубы, в которую запрессован магнитопровод, изготовленный из листовой электротехнической стали.

Обмотка статора - однослойная протяжная катушечная. Фазы обмотки соединены в звезду.

Расточка статора в зависимости от диаметра корпуса двигателя имеет следующие размеры.

 

Диаметр корпуса двигателя, мм.	103	117	123	130
Диаметр расточки статора, мм	50	60	64	68

 

Ротор короткозамкнутый, многосекцпонный. В состав ротора входят вал, сердечники, радиальные опоры (подшипники скольжения), втулка. Вал пустотелый, изготовлен из высоко-прочной стали со специальной отделкой поверхности. В центральное отверстие вала ротора верхнего и среднего электродвигателей ввинчены две специальные гайки, между которыми помещен шарик, перекрывающий слив масла из электродвигателя при монтаже.

Сердечники выполнены из листовой электротехнической стали. В пазы сердечников уложены медные стержни, сваренные по торцам с короткозамыкающими кольцами. Сердечники набираются на вал, чередуясь с радиальными подшипниками. Набор сердечников на валу зафиксирован с одной стороны разрезным вкладышем, а с другой - пружинным кольцом.

Втулка служит для смещения радиальных подшипников ротора при ремонте электродвигателя.

Головка представляет собой сборочную единицу, монтируемую в верхней части электродвигателя (над статором). В головке расположен узел упорного подшипника, состоящий из пяты и подпятника, крайние радиальные подшипники ротора, узел токоввода (для несекционных электродвигателей) или узел электрического соединения электродвигателей (для секционных электродвигателей).

Токоввод - изоляционная колодка, в пазы которой вставлены кабели с наконечниками.

Узел электрического соединения обмоток верхнего, среднего и нижнего электродвигателей состоит из выводных кабелей с наконечниками и изоляторов, закрепленных в головках и корпусах торцов секционирования.

Отверстие под пробкой служит для закачки масла в протектор при монтаже двигателя.

В корпусе, находящемся в нижней части электродвигателя (под статором), расположены радиальный подшипник ротора и пробки. Через отверстия под пробку проводят закачку и слив масла в электродвигатель.

В этом корпусе электродвигателей имеется фильтр для очистки масла.

Термоманометрическая система ТМС-З предназначена для контроля некоторых технологических параметров скважин, оборудованных УЭЦН, и защиты погружных агрегатов от аномальных режимов работы (перегрев электродвигателя или снижение давления жидкости на приеме насоса ниже допустимого).

Система ТМС-З состоит из скважинного преобразователя, трансформирующего давление и температуру в частотно-манипулированный электрический сигнал, и наземного прибора, осуществляющего функции блока питания, усилителя-формирователя сигналов и устройства управления режимом работы погружным электронасосом по давлению и температуре.

Скважинный преобразователь давления и температуры (ПДТ) выполнен в виде цилиндрического герметичного контейнера, размещаемого в нижней части электродвигателя и подключенного к нулевой точке его статорной обмотки.

Наземный прибор, устанавливаемый в комплектное устройство ШГС, обеспечивает формирование сигналов на ее отключение и выключение насоса по давлению и температуре.

В качестве линии связи и энергопитания ПДТ используется силовая сеть питания погружного электродвигателя.

Техническая характеристика термоманометрической системы приведена ниже.

 

Диапазон контролируемого давления, МПа	0 - 20
Диапазон рабочих температур ПДТ, "С	25 - 105
Предельная температура погружного электродвигателя, °С	100
Диапазон рабочих температур наземного блока, °С	- 45 - +50
Отклонение значения давления, формирующего сигнал управления на отключение или запуск УЭЦН, от заданной уставки, МПа, не более	±1
Средняя наработка на отказ, ч	12 000
Установленный срок службы, лет,	5
Диаметр скважинного преобразователя, мм	87
Длина скважинного преобразователя, мм	305
Габаритные размеры, мм:
блока управления	180 х 161 х 119
устройства питания	241 х 121 х 105
Масса, кг:
скважинного преобразователя	4
блока управления	2
устройства питания	4,2

 

ПОДСТАНЦИИ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ

КОМПЛЕКТНЫЕ СЕРИИ КТППНКС

КТППНКС предназначены для электроснабжения, управления и защиты четырех центробежных электронасосов (ЭЦН) с электродвигателями мощностью 16 - 125 кВт для добычи нефти из кустов скважин, питания до четырех электродвигателей станков-качалок и передвижных токоприемников при выполнении ремонтных работ.

КТППНКС рассчитаны на применение, в условиях Крайнего Севера и Западной Сибири.

Климатическое исполнение УХЛ, категория размещения 1, группа условий эксплуатации М4.

В шифре 5КТППНКС-650/10/1,6-85УХЛ1, ВН-6 кВ приняты следующие обозначения: 5 - число применяемых трансформаторов; КТППНКС - буквенное обозначение изделия; 650 - суммарная мощность силовых трансформаторов в кВА; 10 - класс напряжения силовых трансформаторов в кВ; 1,6 - номинальное напряжение, на стороне низшего напряжения, кВ; 85 - год разработки; УХЛ1 - климатическое исполнение и категория размещения. Основные параметры КТППНКС приводятся в табл. 10. Требования к электрической прочности изоляции цепи 36 В указаны в ГОСТах.

КТППНКС обеспечивает для каждого из четырех ЭЦН в кусте:

1. Включение и отключение электронасосной установки.

Таблица 4.10

КТППНКС	Суммарная мощность силовых трансформаторов, кВА	Номинальное напряжение на стороне высшего напряжения, кВ	Номинальное напряжение на стороне низшего напряжения, кВ	Номинальный ток на стороне высшего напряжения, А
5КТППНКС-650/10/1,6-85УХЛ1, ВН = 6 кВ	650	6	1,6	63
5КТППНКС-650/10/1,6-85УХЛ1, ВН = 10 кВ	650	10	1,6	40
5КТППНКС-1250/10/2,4-85УХЛ1, ВН = 6 кВ	1250	6	2,4	125
5КТППНКС-1250/10/2,4-85УХЛ1, ВН= 10 кВ	1250	10	2,4	75

Примечание.

1. Масса без трансформатора 6550 кг + 100 кг.

2. Номинальные мощность, напряжение цепи управления и число отходящих линий составляют соответственно 1250 кВА, 220 В и 8.

3. Габаритные размеры КТППНКС, мм:

       с трансформатором.................. 6150 х 5260 х 1600

       без трансформатора.................. 4450 х 2800 х 4600.

 

2. Работу электронасосной установки в режимах «ручной» и «автоматический».

3. Возможность управления электронасосной установкой дистанционно с диспетчерского пункта.

4. Автоматическое включение электродвигателя ПЭД с регулируемой выдержкой времени от 2,5 до 60 мин при подаче напряжения питания.

5. Автоматическое повторное включение электродвигателя ПЭД после его отключения защитой от недогрузки с регулируемой выдержкой времени от 3 до 1200 мин.

6. Возможность выбора режима работы с автоматическим повторным включением после срабатывания защиты от недогрузки или без автоматического повторного включения.

7. Возможность выбора режима работы ЭЦН с защитой от турбинного вращения или без защиты.

8. Отключение электродвигателя ПЭД и блокировку запоминания срабатывания защиты от перегрузки при отклонении напряжения питающей сети выше 10 или ниже 15 % от номинального, если это отклонение приводит к недопустимой перегрузке по току, и автоматическое повторное включение электродвигателя ПЭД после восстановления напряжения питания.

9. Разновременность пуска ЭЦН, подключенных к одному фидеру, определяемую выдержкой времени по п. 4.

10. Возможность управления ЭЦН от программного устройства.

II. Возможность управления ЭЦН в зависимости от давления в трубопроводе по сигналам контактного манометра.

12. Отключение блока управления (БУ) без дополнительной выдержки времени при токах короткого замыкания в цепи управления 220 В.

13. Отключение ЭЦН без дополнительной выдержки времени при коротком замыкании в силовой цепи.

14. Отключение электродвигателя ПЭД при перегрузке любой из фаз электродвигателя с выбором максимального тока фазы по амперсекундной характеристике. Минимальный ток срабатывания защиты от перегрузки должен составлять (1,1 ± 0,05) от номинального тока электродвигателя ПЭД.

15. Отключение электродвигателя ПЭД с выдержкой времени на срабатывание защиты не более 45 с при изменении сигнала, характеризующего уменьшение загрузки ЭЦН на 15 % от рабочей загрузки электродвигателя. Уставка срабатывания защиты должна иметь регулировку изменения сигнала от 1 до 5 А.

16. Отключение электродвигателя ПЭД при снижении напряжения питающей сети до 0,75 Uном.

17. Возможность отключения ПЭД по сигналам контактного манометра о порыве нефтепровода.

18. Запрещение включения ЭЦН после срабатывания защиты от перегрузки, кроме случаев, когда перегрузка была вызвана отклонением напряжения питающей сети выше 10 % или ниже 15 % от номинального.

19. Запрещение включения ЭЦН в турбинном вращении по-гружного электродвигателя.

20. Ручную деблокировку защит при отключенном ЭЦН.

21. Непрерывный контроль сопротивления изоляции системы «погружной электродвигатель - кабель» с регулируемой устав-кой сопротивления срабатывания 10 и 30 кОм на отключение без дополнительной выдержки времени. 2. Контроль тока электродвигателя ПЭД в одной из фаз.

23. Возможность выдачи электрического сигнала в систему диспетчеризации.

24. Возможность регистрации тока одного электродвигателя ПЭД в одной из фаз самопишущим амперметром, поставляемым по отдельному заказу.

25. Возможность подключения не менее четырех входов технологических блокировок.

26. Возможность настройки на месте эксплуатации защиты от перегрузки и недогрузки, а также от превышения и снижения напряжения сети (выбор рабочей зоны).

27. Сигнализацию состояния любого ЭЦН с расшифровкой причины его отключения.

28. Подключение с помощью штепсельного разъема трехфазных передвижных токоприемников на напряжение 380 В с током фазы до 60 А.

29. Подключение геофизических приборов на напряжение 220 В с током до 6 А.

30. Подключение переносных токоприемников на напряжение 36 В с током до 6 А.

31. Возможность выбора режима работы ЭЦН с запретом включения на самозапуск при превышении напряжения питания 1,1 Uном и без запрета.

32. Функционирование при колебаниях напряжения питающей сети от 0,85 до 1,1 номинального напряжения. КТППНКС обеспечивает:

1. Контроль напряжений 6 или 10 кВ и общего тока, потребляемого из сети, в одной фазе.

2. Учет потребляемой активной и реактивной электроэнергий.

3. Защиту от атмосферных перенапряжений в питающей сети 6 или 10 кВ (грозозащиту),

4. Управление обогревом.

5. Освещение коридора обслуживания.

6. Наружную световую мигающую сигнализацию об аварийном отключении любого ЭЦН.

7. Подключение четырех устройств управления электродвигателями станков-качалок.

8. Подключение замерных установок и блока местной автоматики на напряжение 380 В с токами фаз до 25 А.

9. Подключение других потребителей трехфазного тока напряжением 380 В с током фазы до 60 А (резерв).

10. Возможность подключения к трансформаторам ТМПН трехфазных токоприемников на напряжение 380 В с током фазы до 60 А.

Конструкция КТППНКС предусматривает: воздушный ввод на напряжение 6 или 10 кВ; шинные выводы к силовым трансформаторам, кабельные выводы на погружные электродвигатели;

транспортные и подъемные проушины для подъема кабины краном с установленным электрооборудованием и транспортирования ее волоком на собственных салазках на небольшие расстояния (в пределах монтажной площадки);

место для размещения средств индивидуальной защиты;

не менее двух болтов заземления для подсоединения к общему контуру заземления;

сальниковые уплотнения на кабельных вводах: установку счетчиков электрической энергии с возможностью регулирования угла наклона от вертикали до 10°.

полагаться изолированные контрольные жилы меньшего сечения.

Основные технические параметры кабелей приведены в табл. 11.

Все шкафы с электрооборудованием встраиваются в утепленную контейнерную кабину серии ККМ23, 5ХЛ1 ТУ 16-739.048 - 76 и должны иметь одностороннее обслуживание. Силовые трансформаторы устанавливаются рядом с кабиной.

КАБЕЛЬ

Для подвода электроэнергии к электродвигателю установки погружного насоса применяется кабельная линия, состоящая из основного питающего кабеля и срощенного с ним удлинителя с муфтой кабельного ввода, обеспечивающей герметическое присоединение кабельной линии к электродвигателю.

В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить:

в качестве основного кабеля - круглые кабели марок КПБК, КТЭБК, КФСБК или плоские кабели марок КПБП, КТЭБ, КФСБ;

в качестве удлинителя - плоские кабели марок КПБП или КФСБ;

муфта кабельного ввода круглого типа. Кабели марок КПБК и КПБП с полиэтиленовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +90 °С.

Кабели КПБК и КПБП состоят из медных токопроводящих жил, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой плотности и скрученных между собой (в кабелях КПБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КПБП), а также из подушки и брони.

Кабели марок КТЭБК и КТЭБ с изоляцией из термоэласто-пласта предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +110 °С.

Кабели КТЭБК и КТЭБ состоят из медных, изолированных полиамидно-фторопластовой пленкой токопроводящих жил в изоляции и оболочках из термоэластопласта и скрученных между собой (в кабелях КТЭБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КТЭБ), а также из подушки и брони.

Кабели марок КФСКБ и КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +160 °С.

Кабели КФСБК и КФСБ состоят из медных, изолированных полиамидно-фторопластовой пленкой токопроводящих жил в изоляции из фторопласта и оболочках из свинца и скрученных между собой (в кабелях КФСБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КФСБ), а также из подушки и брони.

В промежутках между изолированными и ошлангованными основными жилами круглых и плоских кабелей могут рас-

 

 

СОВМЕСТНАЯ РАБОТА ПЛАСТА И СКВАЖИННЫХ НАСОСОВ

 

Работа скважины, оборудованной ЭЦН, характеризуется двумя состояниями: режимом пуска и режимом "условно стационарной работы".

Под режимом пуска подразумевается любая вынужденная остановка, ведущая к нарушению гидродинамической характеристики системы пласт - устье скважины. Он может быть вызван пуском скважины после бурения, капитального или текущего ремонтов, а также других работ. Режим "условно стационарной работы" предусматривает эксплуатацию скважины при режиме максимального КПД, сохраняющегося во времени. Наиболее важным является вопрос пуска скважин после длительной остановки. Строгая. математическая формализация технологического процесса пуска (освоения) скважины, в целом, является сложной термогидродинамической проблемой. Поэтому представляется целесообразным дифференцированное рассмотрение отдельных гидродинамических и тепловых задач, прямо или косвенно влияющих на эффективность работы системы пласт - устье скважины.

 

В период пуска и освоения

В конечной стадии ремонтных работ кольцевое пространство и насосно-компрессорные трубы оказываются заполненными технологической жидкостью. Свойства технологической жидкости могут значительно отличаться от свойств откачиваемой продукции. Предположим, что количество химреагентов в пластовой продукции скважин незначительно. Такое допущение оправданно для всех рассматриваемых участков и элементов системы призабойная зона - устье скважины и позволяет в дальнейшем получить базу сравнения технологических параметров с вводом и без ввода химреагентов. В период освоения скважины будем считать, что химреагенты в призабойную зону пласта и на прием насоса не подаются. Примем, кроме того, что уровень заполнения кольцевого пространства лимитируется величиной пластового давления, а уровень жидкости в НКТ при наличии обратного клапана в принципе может быть другим, в предельном случае поверхность раздела может находиться на устье скважины. В общей постановке описание процесса откачки технологической жидкости будет неполным без специального рассмотрения начальной стадии, заключающийся в заполнении насосно-компрессорных труб.

 

Номер

Скважины

Тип насоса

Началь-ное

Полож. уровня, м

Давление иа устье

Скважины

Субъективная

Устье скважины (шум,

Или др. приз-

Наки), мин.

Скорость перемеще-

Ния уровня в НКТ,

М /мин

Bpeмя с момента Пуска насоса, мин Ру, МПа 6737 ЭЦН5-200-800 137 8 0 8 17       28 0,2     6765 ЭЦН5-80-1200 623 25 0 15 41       47 0,75     7706 ЭЦН5-80-1200 85 7 0 7 12       21 0,58     52 ЭЦН5-130-1200 88 28 0,4 - - 6984 ЭЦН5-130-1200 422 23 0,7 13 32 7466 ЭЦН6-160-1100 432 10 0,7 8 54 7447 ЭЦН5-200-800 426 14 0,45 8 54 68 ЭЦН5-200-800 205 5 0,86 4 51 7519 ЭЦН5-200-800 380 0 0,2 15 76       5 0,84     7735 ЭЦН5-200-800 390 - - 11l 35

 

скважин после подземного ремонта. Эти данные охватывают достаточно широкий диапазон по производительности насосов и начальному положению уровня. Фактическое время заполнения НКТ не превышает 15 мин, причём, наибольшие значения относятся к насосам малой производительности. Существует определённая корреляция между скоростью перемещения уровня и номинальной производительностью насоса. Ниже приведены средние скорости перемещения уровней жидкости в НКТ при эксплуатации скважин ЭЦН различной производительности.

Тип насоса	Средняя скорость, м/мин
ЭЦН5-200-200	26,8
Э ЦН5-130-1200	32,5
ЭЦН5-200-800	47,0
ЭЦН6-160-1100	54,0

Таким образом, чем больше производительность насоса в области малых напоров, тем выше темп заполнения НКТ.

В целом, приведенный фактический материал согласуется с выводами, сделанными по динамике заполнения НКТ.

 

2. Вторая стадия освоения насосных скважин

 

Вторая стадия освоения, следующая за стадией заполнения насосно-компрессорных труб, характеризуется большей длительностью и более сложными закономерностями изменения гидродинамических характеристик системы скважина-насос. Этo связано, во-первых, с началом существенного изменения свойств перекачиваемой погружным насосом жидкости и, во-вторых, с увеличением коэффициента продуктивности пласта. Существенное изменение свойств извлекаемой из скважины жидкости происходит за счет увеличивающегося притока пластовой продукции, который вызывается заметной депрессией, создаваемой в начальный период освоения. В результате смешения пластовой и технологической жидкостей обычно снижается плотность перекачиваемой погружным насосом жидкости. В силу этого несколько увеличится её вязкость. Меняются и другие параметры системы, в частности, может быть сильно снижен градиент давления на забойном участке (участок от пласта до приема насоса), так как на этом участке потери давления определяются, главным образом, фактической средней плотностью смеси. Потери давления на забойном участке даже при производительности системы больше 500-700 м³/сут пренебрежимо малы. Кроме того, в результате поступления пластовой продукции уже на второй стадии освоения скважины возможна интенсивная сепарация газовой фазы у приема насоса с последующим её поступлением в кольцевое пространство. Об этом свидетельствует значительное увеличение давления на устье в затрубном пространстве, фиксируемое в период освоения большинства скважин.

Другим важным фактором, влияющим на характер протекания второй стадии освоения насосных скважин, следует считать коэффициент продуктивности. В процессе подготовки скважины к подземному ремонту, проводимой с использованием технологии глушения скважины рабочим агентом, призабойная зона пласта претерпевает существенные изменения. Эти изменения, видимо, вызываются как начальной репрессией давления, так и более или менее ощутимой детериорацией призабойной зоны, происходящей в результате проникновения рабочего агента в пласт. К настоящему времени можно считать экспериментально подтвержденным фактом отрицательное влияние фильтрата любой жидкости, приготовленной на водной основе, проникшей в нефтяной пласт. Это связано с набуханием глинистых частиц, содержащихся в призабойной зоне пласта, с образованием водонефтяной эмульсии, с формированием нерастворимых осадков при взаимодействии рабочего агента с пластовой системой. Но наиболее значительное влияние, видимо, оказывают капиллярные силы, противодействующие движению рабочего агента в пласте. Проникновение в пласт рабочего агента, таким образом, проявляется в значительном снижении коэффициента проницаемости призабойной зоны пласта и коэффициента продуктивности скважины в целом по сравнению с первоначальными их значениями. Степень ухудшения фильтрационных характеристик, зависит, главным образом, от физико-химических свойств рабочего агента, градиента давления в призабойной зоне, а также от времени контакта жидкости глушения с пластом, которое зависит от оперативности подготовки и проведения подземного ремонта.

При освоении насосной скважины, например, после подземного ремонта в процессе откачки жидкости создается определенная депрессия в призабойной зоне, величина и темп наращивания которой в значительной степени определяется характеристикой конкретного насосного агрегата и геометрическими параметрами насосно-компрессорных труб и обсадной колонны. Наличие депрессии является необходимым условием частичного, а в некоторых случаях полного восстановления первоначальной фильтрационной характеристики пласта. Но степень и быстрота восстановления, очевидно, определяются абсолютной величиной и временем поддержания необходимой депрессии. Это более всего справедливо для месторождений типа Ромашкинского, на которых из названных выше основных причин снижения фильтрационных характеристик наиболее существенными являются:

образование водонефтяной эмульсии;

появление препятствующих притоку капиллярных сил.

Эти причины могут быть настолько значительными, что в некоторых случаях приток из пласта начинается лишь при достижении определенного минимально-необходимого перепада давления.

Из сказанного следует, что процессы, происходящие в скважине в процессе её освоения, в особенности, во второй стадии (после заполнения насосно-компрессорных труб жидкостью) требуют специального изучения и анализа. Рассмотрим результаты экспериментальных исследований. Процесс пуска скважины имитировался включением ЭЦН в работу после подземного ремонта. Объектами исследования служили скважины Ромашкинского месторождения, оборудованные погружными электро-дентробежными насосными установками. Было отобрано 12 скважин, по которым получен достаточно полный фактический материал, отражающий процесс освоения скважин после подземного ремонта. На всех указанных скважинах использовался наиболее распространенный в настоящее время метод подготовки скважины к подземному ремонту - метод глушения с помощью специальной рабочей жидкости, для которого используется высокоминерализованная пластовая вода.

Таблица 3.2.

Основные показатели исследуемых скважин

Номер сква-жины	Площадь месторождения	Глубина скважины, м	Диаметр, мм		Тип насоса	Глубина спуска насоса, м
			обсадной колонии	hkt
6677	Чишминская	1804	168	73	ЭЦН6-250-1050	1250
585	Ташлиярская	1619	168	73	ЭЦН5.130-1200	1350
		1726		73	ЭЦН5-130-1200	1184
52		1681	168	73	ЭЦН5-130-1200	1300
7706		1701	146	73	ЭЦН5-80-11200	1230
6763		1683	146	60	ЭЦН5-80-1200	1250
6737		1709	146	60	ЭЦН5-200- 800	1351
7519	Ташлиярская	1695	146, 168	60	ЭЦН5-200-800	1403
7447	Чишминская	1700	168	73, 60	ЭЦН5-200-800	1382
7466	Чишминская	1700	146, 168	73, 60	ЭЦН5-160-1100	1380
68	Ташлиярская	1670	168	73	ЭЦН5-200-800	1200
7735	Ташлиярская	1706	146	73, 60	ЭЦН5.200-800	1150
1560	Сабанчинская	1212	146	60	ЭЦН-130-1200	1100
1562	»	1160	146	60	ЭЦН-130-1200	950
1573	»	1172	146	60	ЭЦН-200-800	900
1574	»	1193	146	60	ЭЦН-130-1200	1050
1586	»	1185	146	60	ЭЦН-200-800	980

 

Примечание. Все установки укомплектованы двигателями ПЭД-40-103, кроме скв. 6677 - ПЭД-55 и скв. 7706, 6763 - ПЭД-28-103.

Основные показатели исследуемых скважин и насосного оборудования приведены в табл. 3.2. Ряд скважин является достаточно представительным для Ромашкинского месторождения по диаметру обсадных колонн (50% обследованных скважин имеют колонны 146 мм, а 50% — 168 мм), насосно-компрессорных труб и по типоразмерам применяемого насосного оборудования.

Одновременно были выполнены целевые исследования скважин Сабанчинского месторождения по использованию гидрофобно-эмульсионных растворов, безразмерная вязкость которых составляла μ = μ р / μ н = 240 / 19,6 = 12,2.

Специальная характеристика исследуемых скважин (табл. 3.3.) позволяет получить достаточно ясную картину гидродинамического состояния системы скважина-пласт к моменту начала освоения скважины, то есть к моменту запуска погружной электроцентробежной насосной установки.

Таблица3.3

Специальная характеристика скважин к моменту начала их освоения

погружными электроцентробежными установками

Номер сква-жины	Рабочий агент		Пластовое давление, МПа	Интервал перфорации, м	Рас-стояние от устья до уров-ня, м	Расчетные показатели проникновения рабочего агента в пласт
	Плот-ность, кг/м	объем, м3
						объем, м	радиус, м	забой-ное давле-ние, МПа
6677	1180	36	15,2	1778,5 - 1784,5	95,5	5,1	2,3	19,9
585	То же	27	16,5	1574 - 1580	102	-	-	17,5
6984	»	»	13,0	1710 - 1718	422	3,37	1,65	15,3
52	»	»	18,0	1651,6 - 1652,6	88	-	-	18,5
7706	»	»	16,0	1645,6 - 1652,4	85	5,1	2,16	18,5
6765	»	До устья	12,0	1667,5 - 1671,5	623	8,4	3,64	12,4
6737	»	27	16,5	1699 - 1700	138	5,7	6,0	18,4
7519	»	До устья	13,8	1645,5 - 1650,5	380	12,4	3,97	14,9
7447	1175	То же	14,4	1678,8 - 1680	426	7,7	6,4	14,8
7466	1165	»	13,2	1657 - 1660	432	5,9	3,56	14,5
68	1180	»	14,1	1667,5 - 1670	205	2,8	2,68	17,3
7735	1180	»	14,6	1664,2 - 1669,2	390	5,3	2,6	15,1
1560	1160	»	9,8	1182 - 1189	173	0,42	0,61	13,6
1562	1160	»	11,3	1140 - 1147,2	17	0,35	0,52	12,4
1573	1160	»	8,1	1151 - 1159	317	0,46	0,63	9,2
1574	1160	»	8,2	1170 - 1178	244	0,42	0,56	9,4
1586	1160	»	8,5	11169 - 1176	353	0,33	0,46	10,2

 

В табл. 3.3. часть показателей получена расчетным путем, что требует определенных пояснений. Наиболее важной с точки зрения последующего освоения скважины надо считать объем рабочего агента, инфильтруемого в призабойную зону пласта Vф. Эта величина определяется на основе данных об объеме использованной для глушения скважины жидкости, глубине и диаметре скважины, а также о расстоянии до уровня жидкости к моменту включения установки ЭЦН. С достаточной точностью Vф может быть вычислена по формуле:

Поделиться с друзьями: