Туймазинское месторождение

 

 

 

 

 

 

 
                 1 - жила; 2 - изоляция; 3 - оболочка; 4 - подушка; 5 – броня.

       

                 Рисунок 14 - Круглый и плоский кабель.

 

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.

К кабельным линиям предъявляются достаточно жесткие требования-малые электрические потери, хорошие диэлектрические свойства изоляции, термостойкость к низким и высоким температурам, хорошая сопротивляемость воздействию пластовой жидкости и газа. Выбор конструкции кабеля зависит от температуры окружающей среды, свойств пластового флюида.

         Для сохранения целостности кабеля и его изоляции при спуско-подъемных операциях необходимо кабель фиксировать на колонне НКТ. Простейшим приспособлением для крепления кабеля являются металлические пояса с пряжками, или клямсы. Крепление кабеля-удлинителя и основного кабеля к НКТ осуществляется по обе стороны каждой муфты НКТ на расстоянии 200-250мм от верхнего и нижнего торцов муфты.

Трансформаторы предназначены для питания установок от сети переменного тока напряжением 380 или 6000 В частотой 50 Гц. Трансформатор повышает напряжение, чтобы двигатель на вводе в обмотку имел заданное номинальное напряжение. Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток высокого напряжения и низкого напряжения, бака, крышки с вводами и расширителя с воздухоосушителем, переключателя.

Станция управления предназначена для управления работой и защиты УЭЦН и может работать в ручном и автоматическом режимах. Станция оснащена необходимыми контрольно-измерительными системами, автоматами, всевозможными реле. Станция управления выполнена в металлическом ящике, устанавливается на открытом воздухе, но часто в специальной будке.

 

 

Рисунок 15 - Схема оборудования устья скважины ЭЦН.

 

          Устье скважины для эксплуатации установками ЭЦН оборудуется либо стандартной фонтанной арматурой со специальной планшайбой для пропуска и герметизации кабельной линии, либо специальным оборудованием.

Крестовик 1, соединенный с обсадной колонной, имеет разъемный конус 2, на котором подвешиваются  НКТ. Над конусом расположено резиновое уплотнение 3, герметизирующее место вывода труб и кабеля 4. Уплотнение поджимается разъемным фланцем 5. Затрубное пространство скважины соединяется с выкидом из НКТ через колено 6 и обратный клапан 7. обратный клапан предназначен для отвода затрубного газа в линию нефтесбора. Крестовик 1 имеет специальное отверстие для применения эхолота или других приборов. Рабочее давление, на которое рассчитано оборудование устья, составляет 14 и 21 МПа, давление, на которое рассчитан устьевой сальник-4 МПа, диаметр условного прохода запорных органов-65мм.

 

Таблица 3 - Технологический режим скважин, оборудованных УЭЦН.

 

НГДУ	Цех	Месторождение	Площадь	Куст	Скважина	Пласт
НГДУ ТН	ОЦДНГ	Серафимовское	Серафимовская	515	515	Сбоб+рад
НГДУ ТН	ОЦДНГ	Серафимовское	Константиновская	316	316	Сбоб+рад

 

Продолжение таблицы 3

 

Тип коллектора	Интервал перфорации	Рпл.,атм.	Рнас,атм.	Дебит нефти,т/сут	Дебит жидкости, т/сут
Терриген	1675-1677;1203,4-1210	102,4	42	0,047	2,5
Терриген	1257,2-1264,2	134,6	42	0,559	28,6

 

Продолжение таблицы 3

 

Нд,м	Рзатр,атм	Рбуф,,атм	Рлин,атм	Рзаб,атм	Способ эксплуатации	Состояние
982	0,5	5,5	5	20,7	УЭЦН	в работе
799	1,5	18	17	47,5	УЭЦН	в простое

 

Продолжение таблицы 3

 

Коэффициент подачи	Вязкость нефти, сПз	Вязкость воды, сПз	Газовый фактор,м3/т	Тпл, 0С	Вид ГТМ
0,13	31	1,2	12,6	26	ГРП
1,43	31	1,2	12,6	26	РИР

 

Продолжение таблицы 3

 

Типоразмер насоса	Напор ЭЦН,м	Частота ПЭД,Гц
ЭЦН5-20-1400	1400	50
ЭЦН5-20-1300	1300	50

 

 

 

 

2.3 Эксплуатация скважин УЭДН

 

Диафрагменные насосные установки предназначены для эксплуатации скважин с агрессивной продукцией, а также содержащей механические примеси. Установка проста в монтаже и обслуживании, недостатком является невысокая подача и очень узкая область применения по подачам и напорам.

         1 - токоввод; 2 - нагнетательный клапан; 3 - всасывающий клапан; 4 - диафрагма; 5 - пружина; 6 - плунжерный насос;7 - эксцентриковый привод; 8 - конический редуктор; 9 - электродвигатель; 10 - компенсатор

                 Рисунок 16 - Принципиальная схема  ЭДН

Диафрагменные насосы являются насосами объемного типа. Основным рабочим элементом является диафрагма, которая отделяет жидкость от контакта с другими элементами насоса.

Скважинный диафрагменный насос приводится в действие погружным электродвигателем. Погружной агрегат спускается в скважину на колонне НКТ, а питание электродвигателя осуществляется по кабелю.

Глубинный насос состоит из двух частей: верхней, в которой размещена круглая диафрагма, делящая эту часть на наддиафрагменную полость и являющаяся, по существу, насосом с нагнетательным клапаном и всасывающим клапаном, и нижней поддиафрагменной полости, которая заполнена маслом.

Насос работает следующим образом. Вращение вала двигателя приводит в действие угловую зубчатую передачу. Вместе  с вращением зубчатого колеса вращается эксцентрик, приводя в возвратно-поступательное движение поршень, прижатый к эксцентрику пружиной. Пространство, освобожденное поршнем в цилиндре, заполняется маслом и диафрагма занимает нижнее положение, за время движения поршня вниз давление в наддиафрагменной полости снижается, нагнетательный клапан закрывается, открывается всасывающий клапан, и продукция скважины поступает в наддиафрагменную полость. При ходе поршня вверх давление в камере повышается, приводя к перемещению вверх диафрагмы. Давление в наддиафрагменной полости повышается, всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный открывается, жидкость из наддиафрагменной полости вытесняется в колонну НКТ.

Таблица 4 - Технологический режим скважин, оборудованных УЭДН.

НГДУ	Цех	Месторождение	Площадь	Куст	Скважина	Пласт
НГДУ ТН	ОЦДНГ	Серафимовское	Серафимовская	297	297	Dард+вор
НГДУ ТН	ОЦДНГ	Серафимовское	Серафимовская	54	54	СТур

 

Продолжение таблицы 4

 

Тип коллектора	Интервал перфорации	Рпл.,атм.	Рнас,атм.	Дебит нефти,т/сут	Дебит жидкости, т/сут
Терриген	1819,5-1821,5	168,3	98	0,311	8
Карбонат	1317-1325	121,6	46	0,294	8,3

 

Продолжение таблицы 4

 

Нд,м	Рзатр,атм	Рбуф,,атм	Рлин,атм	Рзаб,атм	Способ эксплуатации	Состояние
905	3	10	12	92	УЭДН	в работе
872	3,1	6,5	6	44	УЭДН	в простое

 

Продолжение таблицы 4

 

Коэффициент подачи	Вязкость нефти, сПз	Вязкость воды, сПз	Газовый фактор,м3/т	Тпл, 0С
2	1,4	1,2	55,6	35
1,04	23,5	1,2	12,6	26

 

Продолжение таблицы 4

 

Типоразмер насоса	Напор ЭЦН,м	Частота ПЭД,Гц
УЭДН5-4-1600	1600	50
УЭДН5А-8-1300	1300	50

 

3 ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ  СКВАЖИН И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С  НИМИ

 

3.1 Борьба с  вредным влиянием газа

 

     Одним из отрицательных последствий влияния растворенного газа на работу штангового насоса является уменьшение подачи и как следствие снижение производительности подземного оборудования. Попадающий в цилиндр газ занимает часть рабочего объема цилиндра и тем самым снижает подачу жидкости насосом.

Для снижения вредного влияния свободного газа на работу ШСНУ в настоящее время используются  следующие способы: