Мероприятия, осуществляемые на промысле по увеличению межремонтного периода работы скважин

В головку ввернут  обратный клапан для закачки через него масла. Сквозь головку проходит вал электродвигателя, на конец которого надета шлицевая муфта для соединения с валом протектора. В торец головки ввернуты шпильки для соединения с протектором.

В нижней части электродвигателя расположено основание, в котором  размещен фильтр для очистки масла. В основании имеются каналы для сообщения с внутренней полостью компенсатора. Каналы перекрываются перепускным клапаном, который после монтажа двигателя на скважине нормально открыт. Отверстие, в которое ввернут перепускной клапан, герметизируется пробкой на свинцовой прокладке. В основание ввернут обратный клапан для закачки масла в электродвигатель. Нижний конец основания выполнен в виде фланца с посадочным буртом для присоединения компенсатора. Для герметизации этого соединения служат резиновые кольца.

Электродвигатели мощностью  свыше 80 кВт обычно выполняют двухсекционными. Они состоят из верхней и нижней секций, которые соединяются при монтаже двигателя на скважине. Каждая секция состоит из статора и ротора, устройство которых аналогично односекционному электродвигателю. Электрическое соединение секций между собой последовательное, внутреннее и осуществляется с помощью 3-х наконечников , расположенных в полумуфте нижней и 3-х гильз, расположенных в верхних полумуфтах. Роторы секций соединяются между собой муфтой.

 

 

Гидрозащита двигателя, состоящая из протектора и компенсатора – это специальное устройство, которое выполняет следующие функции:

• уравнивает давление во внутренней полости двигателя с давлением пластовой жидкости в скважине;
• компенсирует тепловое изменение объема масла во внутренней полости двигателя;
• защищает внутреннюю полость двигателя от попадания пластовой жидкости и предотвращает утечки масла при передаче вращения от электродвигателя к насосу.

Существуют  различные конструкции гидрозащит. Рассмотрим одну из них, часто встречающуюся в практике.

Компенсатор МК 51 представляет из себя корпус в виде трубы, внутри которого размещена резиновая диафрагма. Внутренняя полость диафрагмы заполнена маслом   и сообщается с внутренней полостью электродвигателя по каналу в головке, который перекрыт пластмассовой пробкой. В головке имеется отверстие для заполнения маслом внутренней полости диафрагмы, которое герметизируется пробкой на свинцовой прокладке и отверстие с перепускным клапаном. Перепускной клапан используется в процессе подготовки компенсатора к монтажу. Полость за диафрагмой сообщается с пластовой жидкостью через отверстия в корпусе компенсатора.

Диафрагма обеспечивает передачу и уравнивание давления пластовой жидкости в зоне подвески двигателя с давлением масла  в двигателе, а также изменением своего объема компенсирует тепловые изменения объема масла в двигателе в процессе его работы. В головку компенсатора ввернуты шпильки для соединения с электродвигателем.

Протектор МП 51 состоит из корпуса, внутри которого размещается диафрагма 2, закрепленная на опоре, двух ниппелей и между которыми размещается узел пяты, верхней и нижней головок и вала с

 

 

 

двумя торцовыми уплотнениями. Вал вращается в подшипниках, установленных в ниппелях и в нижней головке. Нижний конец вала соединяется с валом электродвигателя, верхний конец - с валом насоса при монтаже на скважине. Узел пяты воспринимает осевые нагрузки, действующие на вал.

Внутренняя полость  диафрагмы сообщается с внутренней полостью электродвигателя и заполняется  маслом при монтаже двигателя. Это масло служит запасом для компенсации его естественного расхода через нижнее торцовое уплотнение, герметизирующее вращающийся вал. Полость за диафрагмой сообщается с полостью узла пяты и тоже заполняется маслом для компенсации расхода его через верхнее торцовое уплотнение.

Для удаления воздуха  при заполнении маслом полостей протектора в ниппелях имеются отверстия, которые  герметично закрываются пробками со свинцовыми прокладками.

В ниппеле имеются три отверстия, через которые при работе установки проходит пластовая жидкость, вымывает твёрдые частицы из области верхнего торцового уплотнения и охлаждает его. Нижняя головка протектора имеет фланец и посадочный бурт с резиновыми   кольцами   для   герметизации   соединения   с электродвигателем.

При работе установки ЭЦН в процессе включений и выключений электродвигателя заполняющее его масло периодически нагревается и охлаждается, изменяясь  соответственно в объёме. Изменение  объёма масла компенсируется за счёт деформации эластичных диафрагм компенсатора и протектора. Проникновению же в двигатель пластовой жидкости препятствуют торцовые уплотнения протектора.

Для подачи переменного тока к погружному электродвигателю служит кабельная линия, состоящая из основного питающего кабеля (круглого или плоского) и плоского кабеля-удлинителя с муфтой кабельного ввода. Соединение основного кабеля с кабелем-удлинителем обеспечивается неразъёмной соединительной сросткой. Кабель-удлинитель, проходящий вдоль

 

насоса, имеет уменьшенные  наружные размеры по сравнению с основным кабелем. Конструкции наиболее распространённых отечественных кабелей КПБК (кабель с полиэтиленовой изоляцией бронированный круглый) и КПБП (кабель с полиэтиленовой изоляцией бронированный плоский) представлены на рисунке 2, где 1 — медная однопроволочная жила; 2 — первый слой изоляции из полиэтилена высокой плотности; 3 — второй слой изоляции из полиэтилена высокой плотности; 4 — подушка из прорезиненной ткани или равноценных заменяющих материалов (например, из композиции полиэтиленов высокой и низкой плотностей); 5 — броня из стальной оцинкованной ленты S-образного профиля (для кабеля КПБК) или ступенчатого профиля (для кабеля КПБП).

 

 

 

 

                                                        Рисунок 2 - Конструкции кабеля КПБК (а) и КПБП (б)

 

Существуют также специальные теплостойкие кабели с изоляцией из полимидно-фторопластовой плёнки и фторсополимера, со свинцовыми оболочками поверх изоляции жил, и др.

          Наземное оборудование

 

 

Перейдем теперь к  рассмотрению наземного оборудования установки погружного центробежного насоса.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 3 - Фонтанная арматура

Прежде всего следует  отметить, что обратный клапан устьевой арматуры необходим для перепуска  попутного газа из затрубного пространства в линию. При работе УЭЦН в скважине практически всегда некоторая часть попутного газа вледствие естественной либо искусственной сепарации на приёме насоса поступает в затрубное пространство. Накапливаясь там, газ будет отжимать динамический уровень жидкости вниз.

Когда динамический уровень  достигнет приёма ЭЦН, газ прорвётся в насос и произойдёт срыв подачи. Чтобы предотвратить это, устанавливают обратный клапан на устьевой арматуре. Конструкции устьевых обратных клапанов бывают различными. Чаще всего встречаются клапана шариковые, тарельчатые и хлопушечного типа. При работе установки в скважине клапан перепускает газ из затрубного пространства в линию, и срыва подачи из-за накопления газа в затрубном пространстве не происходит. Давление в затрубном пространстве скважины при этом несколько выше, чем в выкидной линии, за счёт перепада давления на обратном клапане. Впрочем, этот перепад в большинстве случаев нормальной эксплуатации настолько мал, что в практических расчётах им можно пренебречь.

 

 

 

Из наземного электрооборудования  установки наиболее важными элементами являются трансформатор и станция управления.

Трансформатор служит для  повышения напряжения до величины рабочего напряжения ПЭД с учётом потерь в  кабеле. Станция управления предназначена  для пуска и остановки насоса, а также для защиты от аварийных  режимов. Например, в случае резкого возрастания силы тока (это наблюдается, в частности, при заклинивании вала погружного насосного агрегата) защита по перегрузке отключает установку. При существенном падении силы тока (например, вследствие срыва подачи насоса из-за вредного влияния свободного газа) станция управления, имеющая защиту по недогрузке, также отключает УЭЦН. В станциях управления предусмотрены ручной и автоматический режимы работы. В ручном режиме после остановки УЭЦН (например, из-за аварийного отключения электроэнергии) повторно запустить насос в работу можно только вручную. В автоматическом же режиме предусмотрен самозапуск установки через некоторое время после возобновления подачи электроэнергии. Это удобно тем, что для запуска установок не надо ехать по всем скважинам. Однако в зимних условиях на месторождениях Крайнего Севера и Западной Сибири, когда существует опасность замерзания устьевой арматуры и выкидной линии скважины при остановке насоса, автоматический самозапуск нежелателен. Более предпочтительным здесь является ручной запуск установки. При этом оператор приезжает на скважину и включает насос в работу только после пропаривания устьевой арматуры и выкидной линии.

Современные станции  управления позволяют также, при  наличии соответствующих датчиков, установленных в погружном электронасосном агрегате, контролировать давление и температуру на приёме ЭЦН, а также уровень вибрации.

Кабель, идущий от скважины, должен иметь открытое разъёмное  соединение, чтобы избежать прохода  газа по кабелю в помещение станции

 

 

управления. Для этого  в состав установки входит специальная  соединительная вентиляционная коробка, схематично показанная на рисунке 4. Газ, проникший по кабелю, выходит наружу через трубку отвода газа. Тем самым предотвращается опасность накопления и взрыва газа в помещении станции управления.

 

 

 

 

 

                                       Рисунок 4 - Специальная соединительная вентиляционная коробка:

1 – кабель к скважине, 2 – разделка кабеля, 3 – жила  кабеля, 4 – трубка отвода газа, 5 – холодная сростка, 6 – дренажное отверстие, 7 – стойка, 8 – металлическая коробка, 9 – кабельный ввод, 10 – кабель от трансформатора, 11 – стойка кабеля

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.2 Контроль режима работы электропогружного оборудования

 

             Контроль режима работы осуществляется двумя способами:

1. Выполняется объезд фонда скважин операторами по добычи нефти, газа и газового конденсата, для снятия и фиксирования показаний со станций управления и устья скважины с последующей передачей этом информации инженерно-техническому персоналу ЦДНГ для проведения анализа.

Информация, снимаемая на устье: I –сила тока; U – напряжение сети; Z – загрузка ПЭД; F – частота вращения вала двигателя; уставки защиты срыва подачи УЭЦН; уставки защиты перегрузки ПЭД; динамический уровень жидкости; затрубное давление; буферное давление; дебит жидкости; линейное давление.

На основании полученной информации ведущий инженер-технолог ЦДНГ проводит мониторинг полученных данных и в случае выявления отклонений, от установившегося режима работы скважины оперативно принимаются меры для восстановления работоспособности оборудования.

2. На ряду с объездом, фонд скважин в ЦДНГ оснащен телемеханикой, а также установлены программные продукты («Телескоп+» и «Well view»),  позволяющие в режиме реального времени контролировать и изменять параметры работы глубинно-насосного оборудования.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

          2.2.1 Предпринимаемые меры при выявлении отклонений от                    

          установившегося режима работы скважины

 

При обнаружении скважины, оборудованной УЭЦН, остановившейся по причине перегрузки погружного электродвигателя персонал ЦДНГ предпринимает действия согласно схеме 1.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

            Схема 1 - Алгоритм действия оператора пульта управления    

(диспетчера) и оператора ДНГ при остановке по ТМ (ЗП) 

 

 

 

 

При обнаружении скважины, оборудованной УЭЦН, остановившейся по причине «защита срыва подачи УЭЦН» персонал ЦДНГ предпринимает действия согласно схеме 2.

        Схема 2 - Алгоритм действия оператора пульта управления                 

       (диспетчера) и оператора ДНГ при остановке по ТМ (ЗСП)           

 

 

 

 

         2.2.2 Контроль над эксплуатацией УЭЦН и УШГН

 

В процессе эксплуатации скважины оборудованной УЭЦН необходимо:

▪  не менее 4-х   раз в месяц проверять режим работы УЭЦН – динамический уровень (не менее 5 замеров с вычислением среднего), дебит (суточный замер - для УЭЦН работающей в периодическом режиме, и 6 часов - для УЭЦН работающей в постоянном режиме), замер может быть ручной или автоматический по системе телемеханики, давления буферное, линейное и затрубное, работоспособность обратного клапана (в зимний период ежедневно);

▪  рабочий ток, сопротивление  изоляции и напряжение питания проверяется 1 раза в сутки оператором ЦДНГ при  объезде фонда скважин;

▪  не менее чем  один раз в месяц, а также при  обнаружении изменения режима работы скважины с УЭЦН, по заявке ЦДНГ электромонтер  ППР ЭПУ, совместно с оператором ЦДНГ, производит проверку и корректировку  настройки защит в СУ, с записью  о проделанной работе в эксплуатационном паспорте, вкладыше СУ, и рабочем журнале;

▪  не менее 4-х раз  в месяц (или согласно плану отбора проб по месторождениям) необходимо отбирать пробы для определения обводненности продукции скважины оборудованной УЭЦН, не менее одной пробы на КВЧ и шести компонентный состав. Полученные данные  записываются в «шахматку» по скважине;

▪  не менее одного раза в год необходимо проводить  планово - предупредительный ремонт наземного электрооборудования (СУ, ТМПН, наземная кабельная обвязка, клемная коробка) на основании утверждённого графика ППР производственным подразделением ООО «РН - Пурнефтегаз» и ППР ЭПУ. Для снижения потерь в добычи нефти при производстве ППР на скважинах, эксплуатируемых с УЭЦН, необходимо корректировать график проведения работ с учётом плановых отключений электроэнергии, замене НЭО, технологических простоях скважин и выполнения заявок электромонтёром ППР ЭПУ «по не запуску» установки в работу;