Кагарманов И.И. Учебное пособие по добычи нефти
Подождите немного. Документ загружается.
101
Как только фактическая загрузка электродвигателя уменьшится до
значения уставки, защита от недогрузки будет приведена в действие.
Настройка ЗСП по загрузке погружного двигателя
• Защиту от срыва подачи (ЗСП) при запуске (выводе на режим)
выставлять на 15% ниже рабочего тока электродвигателя.
• Защиту от срыва подачи, при подтверждении вывода скважины на
режим (контрольной проверке), выставлять с учётом степени
загрузки ПЭД (таблица 7.1) после подбора оптимального
напряжения.
Таблица 7.1
Значения уставок ЗСП для различных типов СУ № п/п
Загрузка, % % снижения от
величины Iраб
ШГС-5805
Борец, Электон СУА («АЛНАС») «МиниБэус»
(НЭК); MDFN,
MCP (Reda)
1 70 и более 15 2,5 (2,5) (загрузка) - 15 0,85*Iраб/Iном 0,85*Iраб
2 от 50 до 70 10 2,35 (2,2) (загрузка) - 10 0,90*Iраб/Iном 0,90*Iраб
3 менее 50 5 2,25 (2,0) (загрузка) - 5 0,95*Iраб/Iном 0,95*Iраб
(∗) -Для СУ типа ШГС-5805 значение уставок ЗСП указаны для ячеек с порогом
срабатывания 2,2 (1,9). В случае нахождения порога срабатывания между значениями 1,9
и 2,2 промежуточные точки (10% и 5%) смещаются пропорционально.
(∗∗)-Для СУ, которые не указаны в таблице, защиту от недогруза выставлять согласно
технического описания. При определении величины уставки руководствоваться загрузкой
ПЭД и соответствующему ей % снижения от величины Iраб (столбцы 2 и 3).
• Загрузку ПЭД определять по соответствующему параметру на
контроллере СУ. В случае отсутствия в СУ такой возможности
определять как отношение рабочего тока к номинальному току
электродвигателя.
• В случае несоответствия дебита скважины напорной характеристике
насоса, а также при наличии признаков выделения газа на приёме
УЭЦН допускается уменьшение % уставки срабатывания ЗСП на
величину меньшую, чем указано в табл.1.
• После установки ЗСП настроечный потенциометр ячейки ЯФУ –
0710 СУ типа ШГС – 5805 зафиксировать гайкой. В СУ имеющих
функцию «пароль», ввести пароль. Сделать соответствующую
отметку в эксплуатационном паспорте и формуляре СУ.
• Настройку ЗСП на «закрытую задвижку» выполнять только по заявке
ЦДНГ. В случае если значение ЗСП при этом оказалось более 15%,
установить 15%.
• Увеличение уставки ЗСП до значения 15-20% допускается только
для УЭЦН термостойкого исполнения по согласованию с
технологической службой ЦДНГ.
ЗП - защита от перегруза
Защита от перегруза (ЗП) Защита от перегрузки необходима для
остановки электродвигателя при работе с рабочими токами,
превышающими номинальные, с целью предотвращения перегрева ПЭД и
электропробоя обмотки статора.
102
Эти ситуации возникают когда насос испытывает значительные
нагрузки, которые связаны со следующими причинами:
• Повышенное содержание КВЧ
• Интенсивное солеотложение
Оба эти случая характеризуются наличием в насосе
посторонних примесей, вследствие чего происходит
подклинивание из-за чего токи ПЭД резко возрастают в связи с
большим сопротивлением вращению вала ПЭД.
• Износ оборудования
ЗП может срабатывать, если выставлена неточно, тогда УЭЦН будет
либо отключаться слишком рано, когда по каким-либо причинам
происходит незначительное повышение рабочего тока ПЭД, либо
слишком поздно.
Настройка защиты от перегрузки осуществляется перед запуском
УЭЦН в соответствии с руководством по эксплуатации станции
управления.
Для станций управления не имеющих контроллера значение уставки по
ЗП определяется по формуле:
ЗП = I
ном.
/К
тр.
,
где: ЗП
– значение уставки на ИП (индикаторе потенциометра),
I
ном.
– номинальный ток двигателя, А;
К
тр.
– коэффициент трансформации трансформаторов тока.
Для станций управления с микропроцессорным управлением
(контроллером) значение уставки ЗП определяется по формуле:
ЗП = 1,05 * I
ном.
,
где: ЗП
– значение уставки на ИП (индикаторе потенциометра),
I
ном
. – номинальный ток двигателя, А.
Значение уставки времени срабатывания ЗП – 120 секунд.
Подбор оптимального напряжения
Оптимальное напряжение на выходе повышающего
трансформатора подбирается после откачки раствора глушения и
выхода УЭЦН на установившийся режим работы. Подбор
осуществляется пошаговым снижением напряжения, т.е.
переключением отпаек трансформатора. В процессе снижения
напряжения, обязательным является, контроль рабочего тока ПЭД, в
случае увеличения тока вернуть переключатель отпаек ТМПН в
предыдущее положение.
Защита от перекоса фаз по напряжению
Защита от перекоса фаз по напряжению, так же как и защита от
перекоса фаз по току необходима для стабильной работы ПЭД. Значение
перекоса фаз по напряжению не должно превышать 10%.
Настройка защиты от перепадов напряжения в питающей сети.
Настройка защиты от перепадов напряжения производится с
целью стабилизации работы УЭЦН.
103
Для ШГС 5805.
Максимальное напряжение: U
max
= 420 В.
Минимальное напряжение: U
min
= 266 В.
Для СУ с контроллером.
Максимальное напряжение: U
max
= 420 В.
Минимальное напряжение: U
min
= 266 В.
Задержка времени срабатывание установить не менее 0,5
секунды.
Защита от перекоса фаз по току
Настройка защиты от перекоса фаз по току.
Защита от перекоса фаз по току необходима для стабильной
работы ПЭД, что обеспечит его максимальную наработку на отказ.
Рекомендуемый перекос фаз по току не должен превышать 5%.
Процент перекоса фаз по току вычисляется по следующей
формуле:
100
max
×
∆
=∆
ср
I
I
I ;
где: I∆ – перекос фаз по току (%),
max
I∆ – максимальное
отклонение тока от среднего значения,
ср
I – среднеарифметическое
значение токов фаз.
При обнаружении асимметрии токов необходимо измерить
значения тока в амперах в каждой фазе при трех вариантах
подключения электродвигателя к сети, показанных на рис.1. Наилучшей
схемой подключения электродвигателя будет та, при которой процент
перекоса фаз по току окажется наименьшим, и при этом
электродвигатель будет работать с максимальной эффективностью
и надежностью.
Примечание. Во избежание смены направления вращения вала
электродвигателя в результате изменения схемы его подключения
следует производить только в порядке, указанном на рис. 1
Пример расчета оптимального перекоса фаз по току:
1. Сумма трех показаний в схеме #1: С = 51 А
В = 46 А
А = 53 А
Всего = 150 А
2. Среднее значение тока: 150/3 = 50 А
Схема#1 Схема#2 Схема#3
Рис. 1 –Возможные схемы подключения
Источник
Пускатель
Электродвигатель
Сняв показания токов, с помощью простых
арифметических операций можно вычислить
процент несимметрии токов во всех указанных
выше схемах подключения.
Схема #1
С = 51А
В = 46А
А = 53А
Схема #2
А = 50А
С = 48А
В = 52А
Схема #3
В = 50А
А = 49А
С = 51А
104
3. Наибольшее отклонение от среднего
значения:
50 – 46 = 4 А
4. Процент перекоса фаз по току: (4/50) х 100 = 8%
Таким образом, перекос фаз по току в схеме #1 составляет 8%. Вычислив
аналогичным способом значения перекоса фаз по току в схемах #2 и #3, получим,
соответственно, 4% и 3%.
Сравнив полученные значения во всех трех схемах подключения электродвигателя,
получим, что наилучший показатель - в схеме #3. Что касается остальных, то в схеме
#2 процент несимметрии находится на допустимом уровне, а схема №1 в связи с
высоким перекоса фаз по току использована быть не может. Подобное переключение
фазных проводов может применяться и в тех случаях, когда необходимо определить,
следствием какой причины является перекос фаз по току - источником питания или
электродвигателем.
Если наибольшее значение тока при всех схемах подключения
зарегистрировано в одной и той же фазе, это означает, что перекос фаз по
току исходит от источника питания. Если же наибольшее значение тока
регистрируется в разных фазах в зависимости при различных схемах
подключения, то перекос фаз может быть вызван дефектом токоведущих
частей УЭЦН или плохим контактом в местах их соединений.
Защита от низкого сопротивления системы «тмпн –
кабель - пэд»
Защита от низкого сопротивления системы «ТМПН – Кабель –
ПЭД» предназначена для предотвращения электропробоя токоведущих
частей системы. Значение уставки низкого сопротивления системы «ТМПН
– Кабель – ПЭД» не должно превышать 30 кОм.
Защита от турбинного вращения
Защита от турбинного вращения не позволяет запустить УЭЦН, если
неисправен обратный клапан УЭЦН и столб пластовой жидкости (при
остановке УЭЦН) двигаясь под собственным весом, раскручивает
установку в обратном направлении. При запуске УЭЦН помимо пускового
момента (для разгона ротора ПЭД) необходимы дополнительные усилия
для торможения обратного вращения ротора, и запуска в прямом
направлении. В этот момент наблюдается огромный скачек тока и ввиду
больших перегрузок может сгореть ПЭД или сломаться вал. Для
предотвращения этого защита от турбинного вращения блокирует запуск
УЭЦН.
Значение уставки 5 Гц.
Контроль изоляции
Остановка по ПКИ (УКИ) (прибор контроля изоляции) возникает при
снижении изоляции менее 30 Ком. При обнаружении снижения изоляции
необходимо проверить исправность ПКИ (произвести замену).
105
9. ПРОБЛЕМЫ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
УЭЦН
Проблемы, возникающие при эксплуатации УЭЦН, как правило
«заложены» в процессе сбора исходных данных, их анализа,
проектирования и подготовки погружной установки и наземного
оборудования, подготовки ствола скважины, проведения ремонтных работ.
Подчеркну, второстепенных процессов нет. Все процессы требуют
качественного, своевременного и осмысленного выполнения. Замечу, что
маленькие проблемы, возникшие в начале производственного цикла в
течение процесса «обрастают» новыми проблемами, как снежный ком, и
становятся просто неразрешимыми.
Практика показала, что решение многих проблем нужно решать не
после момента их возникновения, а проектировать на самых ранних
этапах. Давайте рассмотрим поэтапно весь процесс и основные ошибки,
которые мы допускаем.
• Неправильные исходные данные для расчета УЭЦН; Как
правило, ошибки исходных данных появляются при сборе,
передаче информации. Это связано в основном с тем, что не
всегда персонал понимает серьезность качества выполнения
этой работы. В основном, искажение информации происходит
из-за низкого уровня контроля над исполнением,
несовершенством системы проведения замеров (например,
пластового давления), пренебрежения малых задач перед
большой.
Одной из ошибок ведущей к неправильному расчету
является игнорирование в процессе проектирования возможных
осложнений, связанных с глушением и ремонтом скважин. Как
правило, для расчета потенциала пласта применяется коэффициент
продуктивности на момент остановки скважины. Изменение скин,
произошедшее в период глушения или ремонта скважины не
проектируется. Подробнее влияние скин на производительность
скважины при глушении рассмотрим в главе посвященной
глушению.
Возможны ситуации, когда нет реальной информации
по причинам выхода из строя установки, а с тем, что сроки
спуска следующей установке на простаивающей скважине
небольшие, то производится расчет без учета реальной
ситуации на скважине. Например, на скважине установка
вышла из строя по причине заклинки насоса вследствие
засорения солями, следующий насос мы спускаем на второй -
третий день после остановки. Информация по причинам
выхода из строя придет только через месяц после разборки
насоса в ЭПУ-сервис и проведения дня качества. Тем самым,
за счет отсутствия информации, установка будет
спроектирована с ошибкой, не будут спроектированы меры по
предупреждению солеотложения.
• Ошибка при расчете; ошибки в расчете связаны в основном
с человеческим фактором, (неправильно введены исходные
106
данные, не проверили их после расчета). Современные
средства расчета оборудования (Subpump-7.0) позволяют
достаточно эффективно производить расчеты, недостатком
программы является то, что нет русскоязычной версии, в
каталоге моторов отсутствуют отечественные моторы и
кабель, что конечно может привести к ошибкам при расчете.
Другой стороной при проектировании насосов является то,
что проектируется только насосная установка, зачастую в
проект не входит глушение, состав жидкости глушения,
мероприятия по предотвращению солеотложения,
асфальтосмолопарафиноотложения, КВЧ, не даются
рекомендации по особенностям ремонта.
• Нет необходимой установки на складе; причина,
связанная с низким уровнем организации производства, как
правило, ситуация возникает с высокопроизводительными
установками. Их выход строя приводит к изменению графика
ГТМ, количество необходимых установок недостаточно.
Приходится спускать в
скважину то, что придется.
Нет системы
прогнозирования отказов
высодебитных насосов. В
идеале, на каждую скважину
должен быть резервный
насос, который готовится
изначально для работы в
конкретных скважинных
условиях на конкретных
скважинах.
• Нарушена технология глушения и ремонта скважины;
одна из самых больных ситуаций, связана с низким уровнем
организации труда, низким уровнем квалификации работников
ремонтных бригад, принятием решений задним числом, а
также отсутствием связи выполняемых работ и ее качеством.
Любые организационные недочеты, простои приводят к
нарушению технологии ремонта. Не всегда присутствует
понимание важности процесса глушения, его проектирования.
Основой проектирования глушения является обеспечение
репрессии на пласт для предупреждения
газонефтеводопроявлений. Не учитывается влияние на
призабойную зону раствора глушения. Не оценивается
химический состав ЖГ и содержание твердых частиц. Не
проектируются превентивные меры по снижению вредного
влияния водного раствора на ПЗП.
Скорость спуска установок в скважину связана с прохождение
зон кривизны, а вопросы скорости перетока из зоны ниже установки
в зону над ней не считаются. Поршневание пласта, проникновение в
пласт жидкости глушения за счет повышенной плотности приводит
к тому, что насыщенная водой зона пласта становится более
проницаемой для пластовой воды, и менее проницаемой для нефти.
Процесс глушения непосредственно влияет
на процесс вывода скважины на режим
107
Анализ показал, что первоначальное снижение продуктивности за
счет возникновения водяных мостов при глушении и спуске
установки до 18%, а рост обводненности около 7%. Правда, с
течением времени эти параметры уменьшаются. Парк подъемных
агрегатов, и особенно, на месторождениях с глубиной скважин
более 2000м, необходимо оснастить механизмами ограничения
скорости спуска.
Очень редко проектируются мероприятия по предупреждению
задиров кабеля. Смещение центра тяжести труб с прикрепленным к
нему кабелем приводит к тому, что в зонах стабильного зенитного
угла и зонах с уменьшением угла возможны задиры кабеля.
Импортные установки, как правило, комплектуются протекторами
для предохранения кабеля.
• Не проведены работы по обработке ПЗП; Отсутствие
материальной базы для проведения обработок ПЗП, узкий
спектр, применяемых технологий и реагентов (в основном,
новые реагенты появляются, как реклама, а после единичного
применения исчезают).
Отсутствие этих вопросов в проектировании является одной
из причин игнорирования этих работ, а если эти вопросы и
включаются, предлагаемые в проект обработки на уровне
пятидесятилетней давности. Не включаются также в проект, работы
по очистке забоя, что приводит при включении установки к
подтягиванию песка на прием насоса и ужесточению условий
эксплуатации.
Не проводятся работы по контролю над состоянием
призабойной зоны (оценке текущего скин) и соответственно эта
информация не учитывается при проектировании. Как правило,
установки работают вследствие неверного проектирования в
«правой» энергоемкой зоне.
Работы по обработке ПЗП и очистке забоя должны
включаться обязательно при каждом ремонте.
• Не проведены работы по очистке
ствола скважины; Очистка стенок
скважин является одной важных
операций. Во время эксплуатации и
ремонта осадки собираются на нижней
стенке эксплуатационной колонны
вследствие гравитации. Осадки
представляют собой смесь песка, ила,
металлической стружки, окалины в
вязкой парафинонасыщенной
нефтяной среде. При спуске,
установка, естественно, будет
«скоблить» нижнюю поверхность. С
одной стороны, это приведет к
забиванию сетки на приеме при
запуске, с другой стороны в нижней
части ПЭД (прилежащей к нижней
стенке эксплуатационной колонны) к
В нижней части ПЭД (прилежащей к нижней стенке
эксплуатационной колонны) осадки на нижней части
колонны приводят к блокированию омывания ПЭД
для охлаждения.
108
блокированию омывания ПЭД для охлаждения. Необходимо
предусмотреть меры по центрированию установки в скважине.
Не включаются также в проект, работы по очистке забоя, что
приводит при включении установки к подтягиванию песка на прием
насоса и ужесточению условий эксплуатации.
Работы по очистке забоя и стенок скважины должны
включаться обязательно при каждом ремонте.
• Некачественная подготовка установки; Проблемы качества
напрямую связаны с проблемами несовершенства техники и
технологии, невысокого уровня организации труда,
квалификации персонала и исполнительской дисциплины.
Хотя в этих направлениях сделаны значительные сдвиги, уровень
качества все ещё желает лучшего. Главное в решении проблем –
это заинтересованность сервиса в выполнении целей заказчика.
• Не подготовлена НКТ; Подготовка трубы является
проблемной в связи с тем, что она находится на стыке
интересов разных предприятий, у которых различные цели в
использовании трубы. Ремонтные сервисы, например,
заинтересованы в прочности колонны труб (избежать
полётов) и необходимом количестве. Заказчик видит
приоритеты в качественной очистке наружной и внутренней
поверхностей, обеспечении герметичности лифта. Интересы
трубной базы вообще трудноопределимы из-за совершенно
устаревшего оборудования, старых технологий. Долгое время
приобреталась новая труба, однако по сегодняшним меркам
это достаточно накладно.
• Природные факторы; природные факторы наиболее
описаны в литературе. Существует множество технологий по
борьбе с осложнениями связанными с природными
факторами, однако, к сожалению, мало уделяется внимания
прогнозированию и проектированию мер по предупреждению
осложнений с погружным оборудованием, включая
проектирование разработки залежи.
Проблемы, связанные с глушением
Глушение скважин является одной из самых массовых, и вместе с тем
одной из самых проблемных технологических операций, проводимых на
нефтяных скважинах. В целом в любой нефтяной компании ущерб от
применения традиционных ЖГ, не отвечающих геологическим условиям
нефтяных месторождений, может составить значительную величину, что
проявляется в следующих осложнениях:
• увеличении срока вывода на режим скважин после ремонта,
приводящем к сокращению общего рабочего времени и общей
добычи нефти. Так, например, до начала применения новых
растворов глушения средний срок вывода на режим скважин НГДУ
«Стрежевойнефть» составлял 5,9 сут., что сравнимо со средней
длительностью ремонта;
109
• снижении продуктивности скважин после некачественного
глушения;
• нефтегазопроявлениях в ходе ремонта и повторных глушениях,
которые приводят к простоям бригад КПРС, т.е. неэффективному
использованию людских ресурсов и техники, приводящие в свою
очередь, к простоям других скважин в ожидании ремонта;
• в некоторых случаях физическая невозможность глушения
скважины и проведения ремонта. Например, на начало
испытаний буферных жидкостей на горизонте БС16-22 Мало-
Балыкского месторождения по данной причине простаивало 18
скважин после ГРП с суммарной суточной добычей нефти более
500 т.
Процесс глушения связан, с одной стороны, с необходимостью
обеспечения безопасности работ бригад ТКРС (предупреждение ГНВП), а
с другой — с опасностью уменьшения продуктивности скважин в
результате ошибок при подборе параметров глушения, нарушении
технологии глушения и ведения ремонтных работ. В этой связи особую
актуальность приобретает проблема проектирования состава растворов и
технологий глушения скважин, позволяющих при выполнении основной
технологической задачи сохранять характеристики призабойных зон
пласта (ПЗП).
В процессе взаимодействия некачественных жидкостей глушения (ЖГ) и
их фильтратов с нефтяным пластом часто идет необратимое ухудшение
фильтрационно-емкостных характеристик коллектора вследствие
гидратации и набухания минералов глинистого цемента, кальматации
каналов взвешенными частицами, соединениями железа, кальция,
отложениями неорганических солей и асфальтосмолистых и парафиновых
веществ (АСПО), образования водонефтяных эмульсий, а также
возникновения «водяных мостов». Из-за проникновения солевого водного
раствора в ПЗП снижается фазовая проницаемость по нефти и
увеличивается обводненность добываемой продукции. Все это ведет к
снижению продуктивности скважины.
Необходимо отметить, что применение методов глубокой очистки ПЗП от
загрязнений в этих условиях лишь усугубляет ситуацию, так как в ходе
последующих глушений технологические жидкости по очищенным каналам
проникают в удаленные зоны пласта и в еще большей мере ухудшают его
характеристики.
Вопросы квалифицированного подбора рецептуры ЖГ и их
качественной подготовки особенно актуальны в настоящее время, когда в
ходе интенсификации разработки месторождений широко применяется
форсированный отбор жидкости. Эти мероприятия сопровождаются
большим числом операций по глушению скважин перед сменой погружных
насосов. При этом практика показывает, что форсированный отбор
жидкости часто приводит к понижению пластового давления и осложнению
условий глушения скважин. Применение в этих условиях традиционных
жидкостей глушения может значительно снизить эффективность
проводимых мероприятий.
110
Учитывая важность проблемы, возникает необходимость в
переосмыслении процесса глушения и проведении ряда мероприятий по
улучшению качества глушения скважин. Необходимы четкие
представления о необходимых параметрах процесса глушения, знание
современных технологий, средств подготовки и закачки растворов
глушения, их новейших составов.
Процесс проектирования глушения – один из ответственейших
моментов в процессе эксплуатации скважины!!!
Давайте рассмотрим этапы подготовки и проведения глушения:
• Анализ геолого-технологических условий месторождения;
• Выбор рецептур жидкостей глушения, проектирование процесса;
• Подготовка воды, необходимых реагентов и материалов;
• Подготовка необходимого оборудования;
• Приготовление и хранение жидкости глушения, буферных
жидкостей, жидкостей для перфорации;
• Транспортировка и закачка;
• Контроль параметров ЖГ и технологии глушения;
Требования к жидкостям глушения
Итак, отметим основные требования к жидкостям глушения:
• ЖГ для скважин должна быть химически инертна к горным породам,
составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами,
должна исключать кальматацию пор пласта твердыми частицами;
• фильтрат ЖГ должен обладать ингибирующим действием на
глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом
значении рН пластовой воды;
• ЖГ не должна образовывать водных барьеров и должна
способствовать гидрофобизации поверхности коллектора, снижению
капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения
межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость
глушения — пластовый флюид»;
• ЖГ не должна содержать механических примесей с диаметром
частиц более 2 мкм. Общее содержание механических примесей не
должно превышать 100 мг/л;
• ЖГ должна обладать низким коррозионным воздействием на
скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна
превышать 0,1-0,12 мм/год;
• ЖГ на месторождениях с наличием сероводорода должны
содержать нейтрализатор сероводорода;
• ЖГ не должны наносить вреда нефтесборным трубопроводам при
существующей схеме утилизации;
• ЖГ должна быть безопасной при проведении технологических
операций.
Как добиться соблюдения этих требований?
• применение расширенного ассортимента ЖГ;
• усовершенствование их состава добавками химических реагентов;