Устройство и конструкция станции

5.1 Устройство и конструкция станции

5.1.1 Станция выполнена в металлическом шкафу двухстороннего обслуживания.

Шкаф имеет четыре раздельных отсека: верхний - отсек управления, нижний - силовой отсек, на задней стенке в верхней части расположен отсек для подключения силовых кабелей, приходящих от трансформаторной подстанции и отходящих к повышающему трансформатору ТМПН, под отсеком для подключения силовых кабелей находится отсек для подключения «0» ТМПН. Кроме того, на задней стенке имеется закрывающаяся коробка с блоком зажимов для подключения телемеханики, контактного манометра, погружной телеметрии. Каждый отсек закрывается отдельной дверью на специальные замки. Двери имеют герметичные уплотнения. Нижняя дверь, закрывающая доступ в силовой отсек, имеет электрическую блокировку, отключающую контактор при её отпирании. Двери имеют ограничители, фиксирующие их в открытом положении.

На двери отсека управления нанесена надпись "Осторожно! Пуск автоматический".

На дверях силового отсека, отсеков для подключения силовых кабелей и «0» ТМПН установлены предупреждающие знаки "Осторожно! Напряжение".

5.3 Дверь отсека управления закрывает доступ к передней панели (приложения 3,4), на которой установлены контроллер и органы управления и индикации. Розетка 220В и два автоматических выключателя освещения и розетки установлены на кронштейнах, закрепленных на внутренней стене шкафа за передней панелью станции “Электон-04-250(400)”. В отсеке управления станции “Электон-04-630” установлены также автоматический выключатель силовой цепи питания и автоматические выключатели цепей управления и измерения.

 Передняя панель выполнена в виде дверки, фиксируемой невыпадающими винтами, при открывании которой появляется доступ к электромонтажу и разъемам контроллера.

5.4 В силовом отсеке расположены:

1) панель питания;

2) панель резисторов;

3) коммутационный аппарат - вакуумный или электромагнитный контактор;

4) три трансформатора тока;

5) концевой выключатель электрической блокировки двери силового отсека;

6) плафон освещения отсека.

В силовом отсеке станции “Электон-04-250(400)” установлены также автоматический выключатель силовой цепи питания и автоматические выключатели цепей управления и измерения.

Элементы, которые могут находиться под напряжением, закрыты предохранительными изоляционными щитками с предупреждающими знаками "Осторожно! Напряжение".

5.5 На верхней крышке шкафа установлены петли для строповки станции.

В нижней части шкаф имеет опоры, обеспечивающие устойчивое положение на кустовой площадке и предотвращающие занос снегом двери станции. В основании опор имеются отверстия для закрепления станции.

5.6 Устройство и конструкция контроллера.

Элементы контроллера расположены на шасси, закрепленном на корпусе контроллера. Корпус герметично закрыт спереди передней панелью и сзади кожухом. Изнутри контроллер защищен слоем теплоизоляции. Контроллер имеет автоматическую систему подогрева, вступающую в работу при низких температурах и поддерживающую внутри корпуса рабочую температуру.

На передней панели контроллера расположены: дисплейная панель, индикатор включения нагревателя и интерфейсный разъём.

Контроллер закрепляется четырьмя винтами к передней панели станции.

Подключение контроллера осуществляется двумя разъемами с обратной стороны передней панели станции.

5.7 Описание схемы станции

Схема электрическая принципиальная станции приведена в приложениях 5,6.

5.8 Силовая часть станции.

Силовая часть состоит из вводного автоматического выключателя Q1, контактора КМ1, автоматических выключателей цепей управления Q4 и измерения Q5, трансформаторов тока Т7, Т8, Т9.

Назначение элементов силовой цепи:

1) автоматический выключатель Q1 предназначен для защиты силовой цепи от перегрузки и токов короткого замыкания;

2) контактор КМ1 предназначен для коммутации силового напряжения на первичной обмотке ТМПН и, соответственно, включения и отключения электродвигателя по сигналам контроллера А1;

3) автоматические выключатели Q4 и Q5 предназначены для защиты цепей управления и измерения от токов короткого замыкания;

4) трансформаторы тока Т7, Т8, Т9 предназначены для преобразования текущего значения тока электродвигателя и потенциального разделения силовых высоковольтных цепей от цепей управления. Непосредственно на выводах вторичной обмотки трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы R13 - R15, с которых снимается сигнал, пропорциональный току электродвигателя.

5.9 Панель резисторов.

Панель резисторов #2 состоит из резисторов R10, R11, R12, панели #9, на которой установлены стабилитроны VD1...VD12, и предназначена для получения сигнала, пропорционального сопротивлению изоляции системы "вторичная обмотка ТМПН - погружной кабель - электродвигатель".

6. Панель питания.

Панель питания #7 состоит из трансформатора питания Т1, измерительных трансформаторов Т4, Т5, Т6, платы выпрямителей #1, реле твердотельного К1, резисторов R7, R8, конденсатора С5 и разъемов Х5, Х7.

Назначение элементов панели питания:

1) трансформатор Т1 предназначен для питания стабилизированного источника "-100В" схемы измерения сопротивления изоляции, для питания контроллера А1, для питания источника "+28В". Источник "+28В" используется для питания реле К1, индикаторов HL1, HL2, HL3, нагревателя контроллера А1;

2) измерительные трансформаторы Т4, Т5 и Т6 предназначены для получения сигналов, пропорциональных линейным значениям силового напряжения питания;

3) плата выпрямителей #1 предназначена для формирования источников постоянного напряжения "-100В" и "+28В";

4) реле твердотельное К1 предназначено для включения вакуумного контактора КМ1 по сигналу контроллера А1. Реле защищено цепочкой R6 - C4 и варистором R5, расположенными на плате выпрямителей #1;

5) резисторы R7, R8, конденсатор С5, а также резистор R9 и стабилитрон V9, расположенные на плате выпрямителей #1, предназначены для формирования сигнала с частотой, соответствующей частоте вращения электродвигателя. Сигнал используется для измерения частоты вращения электродвигателя и запрещения включения электродвигателя при турбинном вращении.

6) разъемы Х5 и Х7 предназначены для подключения панели питания к общей схеме и обеспечивают удобство демонтажа панели в случае ее ремонта.

6.1Концевой выключатель S3 предназначен для электрической блокировки открывания двери силового отсека при включенной станции.

6.2 Блок зажимов X9 предназначен для организации связи станции с внешними устройствами (системой телемеханики, погружной телеметрии, контактным манометром и т.д.).

6.3 Органы управления передней панели станции и их назначение

Расположение органов управления передней панели #3 приведено в приложениях 3,4.

6.4 Переключатель S1 предназначен для выбора режимов работы установки "ручной" или "автоматический", отключения установки и сброса защит. Переключатель имеет три положения: "ОТКЛ", "РУЧН" и "АВТ".

6.5 Кнопка S2 предназначена для пуска электродвигателя (включения контактора).

6.7 Светодиод HL1 "СТОП" красного цвета предназначен для индикации остановки электродвигателя без включения устройства повторного пуска.

6.8 Светодиод HL2 "ОЖИД" желтого цвета предназначен для индикации остановки электродвигателя с включением устройства повторного пуска. Светодиод мигает, если контроллер отсчитывает время перед АПВ, станция находится в режиме ожидания пуска. Светодиод горит постоянно, если присутствует какой-либо запрещающий пуск сигнал, станция находится в режиме ожидания исчезновения запрещающего сигнала.

6.9 Светодиод HL3 "РАБОТА" зеленого цвета предназначен для индикации включенного состояния электродвигателя (контактора). Светодиод мигает, если контроллер отсчитывает время задержки отключения при попадании какого-либо параметра в зону срабатывания защиты, станция находится в режиме ожидания остановки. Светодиод горит постоянно при отсутствии запрещающих сигналов.

7. Розетка Х1 220В, 50Гц предназначена для подключения различных геофизических и наладочных приборов.

7.1 Автоматический выключатель Q2 предназначен для подачи напряжения на лампу освещения EL1 высоковольтного отсека, Q3 – на розетку Х1.

7.2 Описание контроллера

7.3 Органы управления контроллера и их назначение

7.4 Дисплейная панель.

Дисплейная панель состоит из дисплейного окна и плёночной клавиатуры.

За дисплейным окном находится жидкокристаллический знакосинтезирующий индикатор, двухстрочный с 16 знаками в каждой из строк, с русским алфавитом.

Индикатор предназначен для информирования о работе насосной установки, заданных режимах и индикации текущих параметров.

Клавиатура состоит из шести клавиш:

1) клавиша "p" предназначена для выбора желаемого большего номера функции, для увеличения значения параметра выбранной функции в режиме установки параметра, для включения соответствующей защиты, для установки режима АПВ после срабатывания защит, для перехода к более позднему событию в режиме хронологии событий;

2) клавиша "q" предназначена для выбора желаемого меньшего номера функции, для уменьшения значения параметра выбранной функции в режиме установки параметра, для отключения соответствующей защиты, для установки режима блокировки АПВ после срабатывания защит, для перехода к более раннему событию в режиме хронологии событий;

3) клавиша "u" предназначена для перехода из меню текущих параметров в меню уставок и защит, для выбора максимального значения параметра выбранной функции в режиме установки параметра;

4) клавиша "t" предназначена для перехода из меню уставок и защит в меню текущих параметров, для выбора минимального значения параметра выбранной функции в режиме установки параметра, для перехода в функцию 00 из любой другой функции меню текущих параметров;

5) клавиша "ВВОД" предназначена для выбора режима установки параметра выбранной функции, для ввода набранного значения параметра, для перехода в режим хронологии событий при установленном номере функции 20 "Хронология событий" и возвращения из режима хронологии событий. Действие клавиши для установки параметра и ввода набранного значения возможно только после ввода пароля.

6) клавиша "ОТМЕНА" предназначена для отмены выбранного значения параметра при установке соответствующего параметра и возврату к установленному ранее значению параметра.

7.5 Индикатор "ПОДОГРЕВ" предназначен для индикации работы нагревателя контроллера. Контроллер снабжен устройством подогрева, которое автоматически включается, если температура воздуха внутри корпуса снижается до - 0,5 + 0,5 ⁰С (при включенном нагревателе индикатор "ПОДОГРЕВ" горит).

7.6 Разъем "RS- 232" типа DB-9M предназначен для передачи данных по последовательному каналу в стандарте RS-232. Используя этот разъем можно считать накопленную информацию о работе насосной установки в портативный компьютер или в блок БСИ-01.

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.

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.

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.

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 погружного 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°.

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.

 5.Специальная часть.   5.1. Анализ и подбор скважин оборудованных (УЭЦН) на Хохряковском месторождении в 2004г

 

Основные технологические показатели

Электроцентробежными насосами эксплуатируются скважины с дебитом по жидкости от 5 до130 м³/сут. Эксплуатационный фонд, оборудованный этими погружными установками на Хохряковском месторождении, на 1.01.04г составляет 303 скважин или 58% всего фонда. За год фонд скважин, оборудованный ЭЦН, увеличился на 31 скважин (Таблица 5.1.), а бездействующий на 7 скважин и составил 23 скважин или 8% от всего эксплуатационного фонда ЭЦН.

Таблица 5.1.

Динамика фонда скважин оборудованных ЭЦН

Фонд скважин	На 1.01.2003г.	На 1.01.2004г.
Эксплуатационный	368	391
Действующий в т.ч.: дающий продукцию  простаивающий	303 297 21	332 327 22
Бездействующий	44	37

На месторождении применяются в установки производительностью 25- 35-50-80-125 и более м³/сут. Американского производства насосы относятся от TD-650-TD-1200 Распределение ЭЦН по типоразмерам приведено в таблице 5.2.

Таблица 5.2.

Распределение ЭЦН по типоразмерам

Типоразмер УЭЦН	25;35; 50	TD-650-TD-1200	80	125; 250	всего
Количество: шт.	185	36	74	43	332

рис 5.1.1. График импортных установок на Хохряковском месторождении.

Электроцентробежные насосные установки спускаются на глубину в среднем 2000м (от 1200м до 2400м). Динамический уровень поддерживается в среднем на глубине 1735м, что обеспечивает средний дебит по жидкости 50 м³/сут и 23 т/сут по нефти .

Таблица 5.3.

Основные технологические показатели работы скважин с ЭЦН

Показатели	Ед. изм.	Min	Max	Средние
Дебит по нефти	т/сут	2	90	30
Дебит по жидкости	м3/сут	15	130	46
Динамический уровень	м	480	2200	1735
Глубина спуска насоса	м	1200	2400	2000
Забойное давление	МПа	7,0	17,5	11,5
Депрессия на пласт	МПа	4,5	15,0	7,0
Обводненность	%	10	98	46

Фонд скважин оборудованный ЭЦН по дебитам и обводненности распределяется следующим образом (таблица 5.4.).

 

Таблица 5.4.

Распределение скважин по дебитам и обводненности

Дебит по жидкости, м3/сут	Обводненность, %			Всего
	0-30	30-70	70-100
0-20 20-50 50-100 более 100	30 122 60 4	6 60 14 15	4 6 7 4	40 188 81 23
Всего	244	116	15	332

Из таблицы видно, что 244 скважины (73,75) работают с обводненностью от 0 до 30%. Средняя обводненность продукции по фонду ЭЦН равна 46%. С дебитом по жидкости от 0 до 50м³/сут эксплуатируются 194 скважины, из них в интервале дебитов от 0 до 20м³/сут в работают 40скважин. Всего на месторождении в периодическом фонде ЭЦН числится 23 скважины или 19% от фонда дающих продукцию, год назад таких скважин было 70.

 Рис 5.1.2. Переодический фонд по УНП-1

 Рис 5.1.3. Периодический фонд хохряковского месторождения

 Причины работы ЭЦН в периодике.

 1.Геологические причины:

 а) пластовое давление ниже первоначального

 б) не полностью сформирована система заводнени

2. Технологические причины:

а) отсутствие обустройства для перевода на ШГН

б) осложнение при производстве ГРП(СТОП)

в) ошибки при подборе оборудования из-за недостаточной геологической информации.

Периодический фонд по УНП-1 в 2004.году снизилось на 18 скважин

На 3 скважинах вывели в постоянный режим с помощью ЧПС, на15скважинах изменением типоразмера УЭЦН, переведено в ППД-34скважины. Мероприятия по снижению периодического фонда в 2005году

1)Формирование системы заводнения (перевод в ППД 20 скважин.

2)Оптимизация режима работы скважин с УЭЦН (спуск малодебетных установок.).

3)Внедрение винтовых насосов импортного производства.

4)Продолжить внедрение УЭЦН с ТМС для предотвращения ошибок по подбору оборудования

Коэффициент подачи ЭЦН изменяется в пределах от 0,1 до 1,7 (Таблица 5.5.). В близком к оптимальному режиму (Кподачи = 0,6-1,2) работают около 75% установок.

Таблица 5.5. Распределение коэффициента подачи ЭЦН на Хохряковском месторождении

Коэффициент подачи	0,1 - 0,4	0,4 – 0,7	0,7 – 1,2	Более 1,2	Всего
Количество скважин: шт  %	49 11	69 17	175 61	39 11	332 100

Из 49 скважины, работающих с Кподачи от 0,1 до 0,4 основное количество (25скважин) находятся в периодической эксплуатации. По скважинам №№ 154, 278, 1030, 916, 902 и 3503 рекомендуется провести ревизию подземного оборудования и НКТ. Перечень скважин, работающих с Кподачи больше 1,2, приведен в таблице 3.6.7. Из них для оптимизации на больший типоразмер ЭЦН оптимизировали скважины №№ 130, , 705, 163, 785, 1059

Таблица 5.6. Перечень скважин с К_подачи более 1,2

№№ скв.	Тип насоса	Кподачи	Qжидкости	Рпласт, МПа	Ндин, м	Глубина спуска насоса
702	ЭЦН 50-2100	1,7	65	20,5	1683	2300
130	TD-650-2100	1,4	100	17,9	1332	2380
705	ЭЦН-160-2100	1,6	123	18,3	2167	2400
707	TD-850-2100	1,5	114	16,5	1124	2260
163	ЭЦН-160-2150	1,5	82	18,2	1899	2350
185	ЭЦН 25-2100	1,4	29	20,0	1820	2245
818	ЭЦН 80-2100	1,4	87	18,2	2192	2340
166	ЭЦН 50-2100	1,4	42	19,5	1523	2150
834	ЭЦН 30-2100	1,6	23	23,0	1870	2250
785	ЭЦН 125-2100	1,3	11	16,5	2320	2400
389	ЭЦН 50-2100	1,4	42	22,9	1623	2200
1059	ЭЦН 160-2100	1,4	144	16,5	2328	2400
1025	ЭЦН 80-2100	1,4	72	16,1	1762	2080

В целом по Хохряковскому месторождению Коэффициент использования скважин оборудованных ЭЦН, как и год назад, находится в пределах 0,87. Основной показатель надежности – наработка на отказ за скользящий год с 1.01.03г по 1.01.04г, по фонду ЭЦН, изменился с 303 сут до 380 сут, тогда как в целом по ОАО “ННП” этот показатель ниже и находится в пределах 330-350сут. Рост этого показателя указывает на достаточно высокий уровень работы цеха добычи по подбору типоразмера ЭЦН, ремонту скважин, выводу установок на режим и контролю в процессе эксплуатации.

На месторождении 74 скважин (17% от фонда дающего продукцию) подвержены парафиноотложениям. Согласно графику «депарафинизации» все скважины, как правило, раз в месяц промываются горячей нефтью. На месторождении в 2003г было 208 отказов по фонду скважин оборудованных ЭЦН. Коэффициент отказности составлял 0,85ед. (действующий фонд равен 303 скважин). В 2004г на месторождении зафиксировано 229 отказов при большем действующий фонд - 332скважины и, К_отказ положительно уменьшился до 0,79ед. В целом по ОАО “ННП” К_отказ. ЭЦН в это время составил 0,85ед.

5.2. Анализ причин отказов ЭЦН

Анализ причин преждевременных отказов фонда скважин оборудованных ЭЦН показывает на следующую картину см. рис 5.1.4.

До 17% отказов приходится на некачественную работу бригад подземного ремонта скважин. Где нарушаются регламенты спуско-подъемных операций. Как следствие это приводит к - повреждению кабеля, некачественному монтажу ЭЦН, негерметичности НКТ, плохой промывке скважин. 18% отказов приходится на долю скважин работающих в периодическом режиме, вызваных слабым притоком, а также не соответствием типоразмера насосов с условиями эксплуатации. В 13% отказов причины не были выявлены, т.к. нарушался регламент проведения расследования.

Рис. 5.1.4. Причины отказов ЭЦН

1.  10% отказов происходят из-за отложений твердых асфальто-смолинисто-парафиновых отложений вместе с окалиной, песком, глинистыми частицами и ржавчиной.

2.  9% отказов из-за выноса пропанта в скважинах после ГРП, что приводит к заклиниванию валов и выводу из строя насосов.

3.  8% отказов происходит по причине бесконтрольной эксплуатации – это нарушение графика депарафинизации, отсутствие контроля за выносом КВЧ и пр.

4.  6% отказов происходит по причине отсутствие контроля за выводом установок на режим.

5.  В 5% случаях отказ происходил из-за заводского брака, скрытых дефектов, некачественных комплектаций погружного и наземного насосного оборудования.

В 2004г на узлы погружного оборудования, в том числе на погружной кабель были установлены термоиндикаторы для определения температуры скважины в зоне работы УЭЦН. Пять установок с термоиндикаторами были спущены в скважины с тяжелыми запусками, с выносом механических примесей для определения критических участков нагрева. Установки отработали в среднем до 100 суток, отказали по причине снижения сопротивление изоляции до 0 на строительной длине кабеля. Во всех случаях при дефектации кабеля обнаружено оплавление изоляции жил в районе 150м от сростка удлинителя при температуре 130°С.

 По полученным результатам в 2004 году при ремонтах скважин высокодебетного фонда увеличена длина термостойкого удлинителя КРБК до 120м и используется вставка 500м из кабеля 3 группы

Для совершенствования работы фонда скважин оборудованных ЭЦН рекомендуется:

-  осваивать и выводить скважины на режим следует передвижной установкой преобразователя частоты типа УППЧ (Электон-05”). Установка позволяет, при определенных технических условиях (глубина спуска ЭЦН, имеется запас по мощности погружного электродвигателя), сокращать время вывода скважины на щадящих пусковых режимах, увеличивать депрессию на пласт, устранять заклинивания ЭЦН путем создания повышенных крутящих моментов;

-  особое внимание при выборе типоразмера установок и глубин спуска (депрессии) следует уделять фонду скважин, на которых проведен ГРП. Освоение скважин после ГРП струйными насосами на пескопроявляющем фондах, следует применять износостойкие установки УЭЦН типа ARH, предназначенные для перекачивания жидкости c КВЧ до 2 г/л.. Кроме того, на этом фонде следует отработать технологии по закреплению ПЗС, применять подземные устройства по защите насоса от мехпримесей (фильтры и шламоуловители для ЭЦН – ЗАО “Новомет” г Премь);

-  на периодическом фонде применять в основном высоконапорные, низкопроизводительные насосы типа ЭЦН 20, 25 и оценить возможность увеличения глубины спуска ЭЦН, а также перевода низкодебитных скважин на УШГН и струйные насосные установки.

-  для снижения аварий по расчленению ЭЦН рекомендуется применять устройства снижающие вибрацию установок – центраторы вала насоса, амортизаторы, страховочные муфты – (ОАО “ТТДН” г Тюмень);

-  значительная доля отказов приходится на качество работ бригад ПРС и КРС. Использование бригад высокой квалификации и осуществление контроля при проведении не штатных работ значительно увеличит надежность добывающего фонда.

 Принцип работы добывающего фонда скважин оборудованных ЭЦН в зависимости от глубины спуска насосного оборудования

В 2004г распределение фонда скважин оборудованных ЭЦН по глубинам спуска насоса и характеристика их работы на Хохряковском месторождении выглядит следующим образом см. таблицу 5.7. и рисунок 5.1.5.-5.1.8.

Анализ фонда скважин оборудованных ЭЦН с точки зрения надежности и эффективности в зависимости от глубин спуска на Хохряковском месторождении показал, что ЭЦН спускаются на глубину от 1200 до 2400м. Весь рабочий интервал глубин спуска разбит на шесть групп, в каждой из которых работает от 15 до 120 скважин оборудованных ЭЦН.

Таблица 5.7. Основные технологические показатели работы скважин оборудованных ЭЦН

Глубина спуска ЭЦН, м.	1200- 1400	1800- 2000	2000- 2200	2200- 2300	2300- 2400	Более 2400
Количество скважин, ед	15	55	65	120	40	25
Дебит по жидкости, м3/сут	190	120	100	95	75	67
Обводненность, %	96	86	66	54	47	35
Ср. отработанное время скважины в году, сут	342	329	350	346	338	337

 

 Рис. 5.1.5. Распределение фонда ЭЦН по глубинам спуска

Рис. 5.1.6. Зависимость дебита скважин по жидкости от глубины спуска ЭЦН

Рис. 5.1.7. Зависимость обводненности скважин от глубины спуска ЭЦН

Рис.5.1.8. Зависимость отработки скважин от глубины спуска ЭЦН

Наибольшие дебиты по жидкости отмечаются в двух группах скважин – в диапазоне спуска ЭЦН от 1200-1400м и 1800-2000м. В этих же диапазонах насосное оборудование отрабатывает большее число дней по 346-350 суток.

Более низкие проценты обводненности наблюдаются при эксплуатации ЭЦН с глубиной спуска более 2000м.

Т.о. результаты анализа зависимости основных характеристик работы скважин, оборудованных ЭЦН, показывают, что снижение глубин спуска до 2200-2400м. не дает существенного ухудшения работы ЭЦН. Как показано на рис 5.1.8. динамические уровня понижаются из-за смены установок меньшего размера на тип большого размера и снижения пластового давления и неравномерной системы заводнения.

Энергетическое состояние залежи

Отставание развития системы ППД от текущего состояния отборов жидкости привело в последние годы к снижению пластового давления в зоне отбора.

По состоянию на 1.01.2004 г, давление в зоне отборов снизилось до 19,5 МПа давлениями составила 4,2 МПа. (рис. 5.8.), разница между начальным и

текущим пластовыми

Рис. 5.1.10. Динамика изменения пластового давления и компенсации

На снижение пластового давления сказалось, так же интенсивное бурение, которое велось в течение 2000-2001 гг. в восточной части месторождения, не предусмотренное проектом. Как следствие этого, в восточной части наблюдается отставание в формировании системы ППД, что при форсированных отборах сразу же сказывается на энергетическом состоянии участков.

Таким образом, на основании анализа системы поддержания пластового давления можно сделать вывод о том, что сложившееся состояние системы ППД не удовлетворяет текущие потребности разработки месторождения по следующим причинам:

n  Не смотря на значительное превышение объемов ГТМ, а следовательно и уровней добычи жидкости над проектом, до сих пор не реализована проектная система ППД, предлагающая блочно-замкнутую систему заводнения с соотношением добывающих и нагнетательных скважин 2 : 1. Фактическое соотношение 3,5 : 1.

n  Только 19,2 % фонда нагнетательных скважин эксплуатируются при оптимальных давлениях нагнетания (Р_нагн^опт =14-15 МПа), при этом 28 % фонда эксплуатируются при Р_нагн выше 16 МПа, что приводит к неэффективной закачке воды по техногенным трещинам.

n  Система очистки воды для целей ППД не удовлетворяет предъявленным требованиям. Так при проектном предельном содержании ТВЧ – 40 мг/л, фактическое же их содержание зачастую превышает 100 мг/л.

Расширение контуров нефтеносности и появившиеся дополнительные данные о геологическом строении пластов, а так же о их продуктивных характеристиках свидетельствует о необходимости разработки нового проектного документа на основе построения геологической и фильтрационной модели продуктивных пластов.

 

5.3. Эксплуатация УЭЦН с ТМС-Электон на Хохряковском месторождении.

В связи с углублением установок до 2200-2400м. устанавливают ТМС на ЭЦН российского и американского производства, таким образом, мы сможем понижать динамический уровень до забойного давления в пределах 50-70атм

Что дает нам увеличить депрессию на пласт таким образом увеличиваем приток в скважину. Осуществляется контроль по Региону-2000. за токовыми нагрузками электродвигателя, температуры, давления на приеме насоса, это дает нам оперативное решение по скважине по какой причине остановилась скважина, как показано на рисунке 5.9

 Рис 5.9 График параметров.

На хохряковском месторождении установлено –75 ТМС за период с 2003 по 2005г ТМС зарекомендовал по практике с положительной стороны на данный момент практикуются по датчику давления определять по формуле расчетную Нд и Рзаб на

некоторых скважинах нет возможности определить уровень по Микону , где большой газовый фактор ,маленький процент воды, в этом случае пересчитываем по ТМС.где показанные приведенные формулы (1,2)

 1) Нд=20+Нсп-((датР-Рзатр)*10,32/Рн)/(1-удл/Нвд

 2)Рзаб=датР+(Pн/10,32*(1-Н2О/100)+Рв/10,32*Н2О/100)*(1-удл/Нвд)*(Нвд-Нсп-20)

По показнием ТМС можно расчитать плотность газа жидкосной смеси в затрубном пространстве до насоса, практически на Хохряковском месторождении насосы спускаются выше интервала перфорации до 200м, можно точно рсчитать Рзаб используя исходные данные на приеме насоса давление по ТМС .где показано на таблице №6

 Таб .6 . Параметры по Рдатчика Рзаб и Нд

 

Месторождение	Скв	Куст	Нвд	удл	Нсп_ЭЦН	Рзатр	Н2О	pн	pв	Рдатчика	Рзаб	Ндин
1	2	3	м	м	м	м	%	г/см3	г/см3	атм	атм	м
Хохряковское	3502пг	62	2787	349	2504	24	11	0.823	1.011	52	72	2101
Хохряковское	238	29	2480	78	2420	5	8	0.823	1.011	40	45	1966
Хохряковское	32	964	2350	209	2200	19	8	0.823	1.011	37	48	1952
Хохряковское	714	11	2575	185	2542	15	25	0.823	1.011	49	52	2081
Хохряковское	1028	88	2445	54	2320	15	22	0.823	1.011	49	59	1883
Хохряковское	726	10	2 603	190	2402	14	53	0.823	1.011	62	79	1751
Хохряковское	391	43	2 484	62	2384	11	10	0.823	1.011	35	43	2074
Хохряковское	742	23	2 570	170	2380	11	8	0.823	1.011	33	47	2084

По подбору установок на оптимизацию или наименьший тип оборудования ЭЦН используется ТМС, а также применяется по исследованию скважин путем отжатия

динамического уровня на закрытую затрубную манифольдную задвижку, что позволяет

определить по формуле Нд и Рзаб. На добывающих скважинах производим гидродинамические исследования, индикаторные кривые с помощью штуцера на разных режимах, не менее 12 часов с замером давления по ТМС и Qж например на некоторых скважинах где стоят ТМС сравниваем Рзаб а также определяем Кпрод. Предоставим скважины на которых делали исследования. 24/730,83/3510,62/914,11/815,7/13074/1056,40/768

 По трем скважинам 730,914,3510. построили индикаторные кривые где определяем Кпрод, погрешность самая низкая для этого не требуется использовать глубинные манометры

Этот метод определения Кпрод позволяет также определить пластовое давления по сквахине а также определять другие параметры включая Ф.Е.С. пласта.

Индикаторные кривые

исходные данные:
месторождение			Хохр.
куст			83
скважина			3510
пласт			2Ю1
мес.,год исслед.			март.05г.
а.о.сер.инт.перф.			2366
а.о.гл.сп.эцн
% обвод.продукции			8
плотность нефти в пл.усл.			0.732
плотность воды в пл.усл.			1.013
плотность смеси			0.75448
Dшт.,мм.			Рдатч.	Ндин.,м			а.о.Ндин.		Qж.,м3/с	Рзатр.,атм.	Рзаб.,атм.
б/ш				2224			2144		96	21.8	38.89128
б/ш				2168			2088		94	20.2	41.6026
	Кпрод =	96-94			= 0,74	м3/сут.
		41,6-38,9				атм.

		Ln	250
kh	=0,74 *11,57 *		0.1	= 10,66	D*см
m		2*3,14			сП

Кпр. =	10*10,66* 0,61	= 4,45 mD
	14.6

На таблице 6.1. показаны параметры до оптимизации которые работали в установившемся режиме, после провидения исследований по ТМС, индикаторных кривых, и отжатия динамического уровня была сделана оптимизация 62/914 э80-2100на э160-210024/730 э50-2100 на э125-2100,83/3510 э80-2100 на э125-2100 где показана на таблице 6.2..

 Таб.6.1. Параметры до оптимизации

№ п/п			Местор-е			Скв.			Куст		Параметры работы до ГРП
											Тип-р насоса	Нсп			Qж			Qн			%			Нд			Дата ГРП
1			Хохряковское			3510			83		80-2100	2220			82			61			11			1670			05.06.04
	2			Хохряковское			730		24	50-2100			2540			96			69			13			1483			07.04.03
		3			Хохряковское			914	62		80-2100			2260			90			70			6			1767			24.05.01

Таб. 6.2. Параметры после оптимизации по Микону и ТМС

Скв.	Куст				Тип-р насоса		Тип-р насоса			Нсп			Qж			Qн			%			Нд			Тип СУ	Т двиг	Рдавл	Рзаб_ пересч.	Ндин_ пересч.			Давл. T.защита
3510	83				TD-850		125-2100			2400			94			71,778			8			2231			Эл-04	73	35	36,4	2271			95			30
730		24		TD-850				125-2100			2540			103			87			13			1409		Эл-04	85	73	63,9		1761			95			30
914			62			TD-1200			150-2100			2450			101			74,6			11			2159	Эл-04	79	42	43,7			2308			95			30

По таблице 6.2..видно параметры, что понижения динамического уровня и Рзаб не снижает производительность насоса, По таблице 6.2.сравнение динамического уровня по Микону и по датчику давления пересчет динамического уровня разница составила 150м на скважине №914, скважина №3510 разница 40м скважина №730 разница 352м

Исследования по отжатию по скважинам 914,730.3510, показала что динамические уровня рассчитываются не более точно как показано на таблице 6.3. где происходило исследование по разным месяцам, по Хохряковскому месторождению эти расчеты производятся каждый месяц на скважинах на которых установившийся режим это дает более конкретную информацию по скважине гле нет возможности определиться с динамическим уровнем и где снижение замеров по высоко дебитному фонду.

Эти расчеты позволяют предохранить установку от оплавления кабеля и выявить реальный уровень и принять решение по скважине, например выставить программу по давлению и температуре где стоят ТМС чтобы автоматически запускалась и отключалась при высокой температуре и по низкому давлению по которому настроина программа.

Применение на нефтепромыслах системы погружной телеметрии совместно со станциями управления "Электон" с регулированием частоты вращения насосной установки позволяет решить задачу создания "интеллектуальной" скважины или "интеллектуального" куста, тем самым максимально автоматизировать процесс добычи нефти.

Использование ТМС позволяет эфективно обеспечивать информацией для выбора оптимальных режимов скважин:

1) снижения периодического фонда путем подбора оборудования

2) вывода скважин на режим с помощью ЧПС и контролера ТМС.

3) Определения Кпр и пластового давления.

Применение ТМС служит для повышения надежности эксплуатации погружного оборудования, получения информации обоснованых параметров скважины, снижения эксплуатационных затрат за счет исключения сложных аварий

5.4.Подбор оптимального режима скважин эксплуатируемых установками ЭЦН и ТМС на Хохряковском месторождении.

1)  Перевод на другой вид эксплуатации.

Для УЭЦН:

1)  Изменением типоразмера УЭЦН.

2)  Заглублением УЭЦН.

3)  установка СУ Электон-05 с увеличением числа оборотов.

На месторождения УНП-1 применяются все выше перечисленные методов.

Для анализа был взят метод оптимизации увеличения типоразмера и увеличением глубины спуска УЭЦН.

Цель данных работ состояла в том, чтобы за счет понижения Рзаб, увеличить депрессию на пласт ,тем самым повысить приток из пласта. Оптимизация проводилась на скважинах, с которых можно было получить наибольший прирост.

В работу выбирались скважины и подбирались к ним УЭЦН, которые могли бы работать с выбраными параметрами и расчетными характеристиками.

Расчет и подбор типоразмера напора УЭЦН производился по программам (Subpump и Perform).

Для анализа были выбраны 123 скважины оптимизированные в 2003году.

На примере этих скважин был построин графики зависимости Qж,Qн,% от снижения Рзаб.Из данного графика мы видим

 Рис 6.Параметры по сравнению Qж и Qн.

 Рис 6.1.Параметры по Qн.

 Рис 6.2 Параметры по Н2О.

Анализ показал по индикаторным кривым и ТМС зависимости Qж от Рзаб, что снижать Рзаб можно до 50атм, но в скважинах где Рпл выше 200 атм и прирост будет наблюдаться, причем практически эти скважины находятся в зоне влияния ППД и по ним прослеживается с увеличением отборов рост обводнения к примеру по скважине 1059 куст 75 Хохряковского месторождения, обводненость за 10месяцев работы увеличилась с 7% до 80%.

 В скважинах где Рпл ниже 180атм снижение Рзаб до 50атм , явно получаем отрицательный эффект по росту Qж к примеру скв.106 куст 75 Хохряковского месторождения. Самое оптимальное для этих скважин Рзаб =0,6 Рнас .

Вывод:

1.  Снижая Рзаб до 50 атм

2.  Снижается наработка на отказ. Данные с прошлого года.

3.  Рост % воды в продукции.

Это прослеживается на Хохряковском месторождении выводы должны повторно анализироваться.

Все анализируемые скв. Прошли ГРП по 2 раза(повышенный радиус питания)

Пример скв.610 куст 60 Хохряковского месторождения Рпл-220, где провели оптимизацию 22.12.2002 спустив 125-2100 на глубину 2320 после Э60-1700 гл.1800 с режимом 60/52/7 Нд-870м с влиянием ППД скв.510.Получили режим 112/78/15 Нд-1298.

23.05.03.спустили Э160-2100 гл.2420 режим 135/69/38 Нд-1750 скважина отказала по снижению изоляции . Спустили Э-125-2100,гл 2370 режим 76/47/25 Нд-2100 Рзаб-48атм.

Вывод: Оптимизация на данной скважине привела к увеличению депрессии на пласт, снижению Р заб., Соответственно пласт подвергается деформации, это пример, как теряется продуктивность скв. В этом случае, обратный возврат повышения Р заб. И снижению депрессии к положительному итогу не приводит.

Подбор оптимального типоразмера и глубины спуска УЭЦН производится по принятой в ОАО “ННГ” программе подбора. При отсутствии такой программы необходимо руководствоваться следующими основными принципами:

1. По данным предыдущей эксплуатации УЭЦН Q_ж, Ндин, Р_пл определяется коэффициент продуктивности скважины.

К_пр =  (1)

где Q_ж – дебит жидкости, м³/сут.;

 Р_пл – пластовое давление, кг/см²;

 Р_заб – забойное давление, кг/см².

Для вновь вводимых скважин К_пр определяется по результатам гидродинамических исследований.

 2. Определяется оптимальное забойное давление , позволяющее получить при данном К_пр максимальный дебит. Оптимальное забойное давление из опыта эксплуатации месторождений составляет 0,75÷0,8 от давления насыщения нефти газом.

3. Исходя из значений оптимального забойного давления определяется динамический уровень

  (2)

где  - динамический уровень по вертикали, м;

  - глубина залегания пласта по вертикали, м;

  - оптимальное забойное давление, кг/см².

  - удельный вес газожидкостной смеси, г/см³.

4.  Из инклинограммы скважины определяется среднее значение соsα угла отклонения ствола скважины от вертикали.

 ; (3)

5.  Определяется динамический уровень в стволе скважины

  (м); (4)

 6. Вычисляется глубина спуска установки в скважину

 Н_сп = Н_{дин +} Н_погр/соsα ; (5)

 

Н_погр – глубина погружения установки под динамический уровень, м.

7. Вычисляется планируемый дебит скважины при

 

где Q_пл – планируемый дебит скважины, м³/сут;

К_пр – коэффициент продуктивности скважины, м³/сут.ат.

8. Определяется требуемый напор установки

 (м)

гдеН – напор установки, м;

ΔΝ - поправка напора, м (на вероятностную характеристику насоса, потери на трение и др).

Для насосов производительностью:

- 20 ÷ 50 ì³/сут Δ Н ≈ 250м;

- 80 ÷ 125 ì³/сут Δ Н ≈ 180м;

- 200 и более Δ Н ≈ 100м;