Способы эксплуатации нефтяных скважин уэцн

Эксплуатация скважин с применением УЭЦН

Вы будете перенаправлены на Автор24

Обоснования применения УЭЦН на месторождениях

УЭЦН – это установка электроприводного центробежного насоса, относящаяся к бесштанговым погружным насосным установкам.

Установки электроцентробежных насосов используются для откачки из скважин пластовой жидкости, в состав которой могут входить газ, вода, нефть и разнообразные механические примеси (горная порода). В зависимости от веществ, которые входят в состав откачиваемой жидкости насосные установки могут обычного исполнения и повышенного коррозионно-износостойкого исполнения. Глубина погружения данной установки может достигать 2500 метров, а температура пластовой жидкости – 100 градусов по Цельсию. Приемлемые основные характеристики для применения установки электроприводного центробежного насоса следующие:

1. Содержание попутной воды – 99%.
2. Водородный показатель попутной воды – от 5 до 8,5 Рн.
3. Максимальная плотность – 1400 кг/$м^3$ .
4. Максимальная массовая концентрация твердых частиц в жидкости находится в диапазоне от 0,1 до 3 грамм/литр (в зависимости от исполнения установки).
5. Максимальное содержание свободного газа на приеме насоса колеблется от 25 до 65 %.
6. Максимальная температура откачиваемой жидкости до 150 градусов.
7. Максимальное гидростатическое давление до 40 Мпа.

Обычно насосные установки используются на высокодебитных скважинах, так как обеспечивают максимальный КПД, по сравнению с другими способами. Также на скважинах должен соблюдаться ряд условий, для оптимального применения установки электроцентробежных насосов:

1. Максимальное давление в зоне подвески установки – 40 Мпа.
2. В зоне, где работает установка отклонение ствола скважины не должно превышать 60 градусов.
3. Максимальный темп увеличения кривизны ствола должен составлять 2- минуты на 10 метров.
4. Минимальный внутренний диаметр скважин должен соответствовать техническим характеристикам установки.

Готовые работы на аналогичную тему

Принципиальная схема установки электроцентробежных насосов изображена на рисунке.

Рисунок 1. Принципиальная схема установки электроцентробежных насосов. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

где, 1 – трансформатор; 2 – станция управления; 3 – кабельный барабан; 4 – оборудование устья скважины; 5 – колонна насосной-компрессорных труб; 6 – электрический кабель; 7 – зажимы для кабеля; 8 – погружной многоступенчатый центробежный насос; 9 – приемная стенка насоса; 10 – обратный клапан; 11 – сливной клапан; 12 – протектор; 13 – погружной электродвигатель; 14 – компенсатор.

Протектор – это техническое приспособление, которое служит для защиты установки и ее элементов.

Принцип действия УЭЦН

С помощью насосно-компрессорных труб агрегат, который состоит из электродвигателя, протектора и погружного насоса, спускается в эксплуатируемую скважину. Электрический кабель служит для передачи электроэнергии к электродвигателю и крепится специальными металлическими поясами к насосно-компрессорным трубам. Применяемы кабель должен быть плоским, трехжильным, изолированным и защищен хомутами или кожухами от механических повреждений.

Над насосами устанавливают сливной и обратный клапаны. Откачиваемую пластовую жидкость насос перемещает на поверхность по насосно-компрессорным трубам. При этом оборудование устья скважины обеспечивает герметизацию кабеля и труб, отвод жидкости и подвеску колонны обсадной трубы.

Гидрозащита электродвигателя состоит из компенсатора и протектора, которые состоят из резиновой диафрагмы и торцевого уплотнения вала (протектор).

Станция управления предназначена для управления погружным насосом, а также для отключения всей установки, при ее отклонении от нормального режима работы и проведения ремонтно-профилактических работ на скважинах.

Сам центробежный насос состоит из рабочего колеса с лопастями, корпуса, вала и направляющего аппарата.

Преимущества и недостатки УЭЦН

Скважины, которые оборудованы установками погружных центробежных насосов, выгодно отличаются от тех, где применяются глубиннонасосные установки:

• Во-первых, на поверхности таких скважин отсутствуют механизмы с подвижными элементами, большие металлоемкие станки и конструкции
• Во-вторых, эти скважины можно вводить в эксплуатацию сразу после процесса бурения и в любое время года, избегая значительных затрат средств и времени на сооружение фундамента и установку тяжелого оборудования.
• В-третьих, скважины, оборудованные электроцентробежными установками, легко герметизируются, что способствует отбору сопутствующего природного газа.

Однако, такие установки имеют и свои недостатки. К ним можно отнести сложное оборудование, для обслуживания и ремонта которого требуются высококвалифицированные специалисты.

Также применение установок погружных центробежных насосов не рекомендуется на скважинах, где в пластовой жидкости содержится много газа и песка, которые могут способствовать быстрому износу оборудования.

Электроцентробежные насосы превосходят по всем характеристикам другие установки, но при этом область их применения невелика. Для расширения области применения и снижения уровня аварийности данных установок, разрабатывается множество технологий, которые должны в будущем устранить эти недостатки.

Источник

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Особенности техники и технологии добычи нефти установками УЭЦН

Установки скважинных центробежных насосов (УЭЦН) предназначены для эксплуатации нефтя­ных скважин при различных условиях: в чисто нефтяных и почти полностью обводненных скважинах;

· при содержании в откачиваемой жидкости песка, газа;

· при агрессивной жидкости и жидкости с повы­шенной температурой.

В зависимости от условий эксплуатации .т.е. от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, разработаны установки обычного исполнения (УЭЦН) и с повышенной коррозионной износостойкостью (УЭЦНК).

УЭЦН рис.4. состоит из центробежного скважинного электронасосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой и насос) и кабельной линии, спускаемых в скважину на НКТ, оборудование устья скважин и наземного электрооборудования : трансформатора и станцией управления.

В зависимости от поперечного габарита скважинного электронасосного агрегата установки подраз­деляют на следующие условные группы:

Внутренний диаметр обсадной колонны мм, не менее

УЭЦН предназначена для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости со следующей харак­теристикой

Максимальная плотность водонефтяной смеси, кг/м 3

Температура откачиваемой жидкости, о С

Максимальная объёмная доля свободного газа на входе в насос, %

Максимальная концентрация сероводорода, г/л

Максимальная массовая концентрация твёрдых час­тиц, г/л

Водородный показатель пластовой воды

УЭЦНК применяют в жидкой среде с содержанием сероводорода в количестве 0.1-1.25 г/л и мех примесей до 0.1 г/л.

Основной принцип подбора установок скважинного центробежного электронасоса к нефтяной скважине состоит в обеспечении извлечения из скважины нормированного дебита при минимальных затратах.

Правильный выбор типоразмера установок обеспечивает оптимальный режим работы системы пласт-насос.

Наиболее сложной задачей при выборе установки является определение рационального типораз­мера ЭЦН и глубины его погружения под динамический уровень.

При выборе УЭЦН в основном необходимо соблюдать следующий порядок выбора узлов:

• производительный выбор нескольких типоразмеров установок;

• определение глубины погружения насоса и его напора по условиям отбора нефти ;

• уточнение параметров насоса при вязкости откачиваемой смеси и газосодержанием, отли­чающихся от принятых выше;

• проверка насоса на возможность отбора тяжёлой жидкости после ремонта скважины;

• проверка нагрева двигателя и уточнение его типоразмера;

• проверка выбранного кабеля;

• проверка диаметрального габарита погружного агрегата и труб с кабелем;

• проверка параметров автотрансформатора и станций управления;

• сравнение экономических показателей первоначально принятых вариантов УЭЦН и выбор из них оптимального.

Основные узлы УЭЦН.

Центробежные электронасосы.

Центробежные электронасосы — это погружные, центробежные, секционные, многоступенчатые насосы. По принципу действия они не отличаются от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости. Секции насоса, связанные фланцевыми соединениями, представляют собой металлический кор­пус, изготовленный из стальной трубы длиной до 5.5 м. В корпус секции вставляется пакет ступеней, представляющих собой собранные на валу рабочие колёса и направляющие аппараты. Рабочие ко­лёса устанавливаются на валу на продольной механической шпонке, они могут перемещаться в осе­вом направлении. Направляющие аппараты закреплены от поворота в корпусе гайкой — ниппеле, рас­положенном в верхней части корпуса. Число ступеней колеблется от 127 до 413. Снизу в корпус ввинчивают основание насоса с приёмными отверстиями и фильтром-сеткой, через которые жид­кость из скважины поступает в насос.

Верхний конец вала насоса вращается в подшипнике скольжения и заканчивается пятой, воспри­нимающей нагрузку на вал. Радиальные усилия в насосе воспринимаются подшипниками скольже­ния, устанавливаемыми в основании, ниппеле, и на валу насоса.

В верхней части насоса находится ловильная головка, в которой расположен обратный клапан и к которой крепятся НКТ.

Погружной электродвигатель.

В качестве привода насоса используется погружной, 3-х фазный, асинхронный с короткозамкнутым многосекционным ротором вертикального исполнения, маслонаполненный электродвигатель типа ПЭД. ПЭД состоит из статора, ротора, головки и основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах которой предусмотрена резьба для подсоединения головки и основания двигателя. Магнитопровод статора собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей, имеющих пазы, в которых располагается обмотка. Фазы обмотки соединены в звезду. К концам об­мотки статора припаивают специальные выводные концы, изготовленные из многожильного медного провода с изоляцией, имеющего высокую электрическую и техническую прочность.

Электродвигатель заполняется специальными, маловязкими, высокой диэлектрической прочности маслами, служащим как для охлаждения, так и для смазки. Дополнительную циркуляцию масла и смазку подшипников ротора обеспечивает турбинка. Фильтр очищает масло. В головке двигателя расположена пята и подпятник.

Гидрозащита.

Гидрозащита предназначена для защиты двигателя от проникновения в его полости пластовой жидкости. Она состоит из протектора и компенсатора.

Протектор устанавливается между ЭЦН и ПЭД.

Он имеет две камеры, разделённые эластичной резиновой диафрагмой и заполненные маслом. Протектор обеспечивает смазку упорного подшипника, который воспринимает осевую нагрузку от ва­ла ЭЦН, и защищает ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости. Выравнивание дав­ления в протекторе и скважине обеспечивается обратным клапаном, расположенным в нижней части протектора. Пробка обратного клапана выворачивается перед спуском погружного агрегата в скважи­ну.

Компенсатор присоединяется к основанию ПЭД. Он состоит из маслонаполненной камерой, об­разуемой эластичной резиновой диафрагмой и защищённой от повреждений стальным корпусом. Компенсатор защищает ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости.

Кабель.

С поверхности до погружного агрегата подводят питающий, полиэтиленовый, бронированный круглый кабель, а в пределах погружного агрегата плоский кабель. Переход от круглого к плоскому сращивается горячим способом. Строительная длина кабеля 800-1800 м. Потери напряжения со­ставляют 25-125 В на 1000 м.

Оборудование устья скважин.

Оборудование устья обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу продукции и регулирование режима эксплуатации, и возможность проведения различных технологических операций. Герметичность вывода кабеля и НКТ достигается с помощью разъёмного корпуса, вставляемого в крестовину резинового уплотнения и фланца. Для отвода затрубного газа в линию нефтесброса и газосброса монтируется обратный клапан.

Обратный клапан.

Предназначен для удержания откачиваемой жидкости в подъёмных трубах при остановке насоса. Благодаря этому клапану насос запускают в режиме, близком к режиму насоса при закрытой задвиж­ке, что уменьшает пусковую мощность. Кроме того, при кратковременных остановках исключается возможность запуска насоса при обратном вращении вала, а это может произойти, если жидкость бу­дет сливаться из труб.

Сливной клапан.

Устанавливается над обратным клапаном в колонне подъёмных труб. Предназначен для спуска жидкости из труб при подъёме их на поверхность. При необходимости подъёма насосного агрегата, в трубы сбрасывают металлический стержень, который, ударяя по удлинённому концу штуцера сливного клапана, отламывает его в месте надреза. В результате открывается отверстие для слива жидко­сти из НКТ.

Подготовка скважины и монтаж оборудования.

Перед монтажом установок скважинных насосов скважины промывают от песчаных пробок. Перед спуском погружного агрегата обсадную колонну проверяют с помощью специального шаблона. Вышки и мачты центрируют и проводят линию электропередачи от силового трансформатора до скважины.Все оборудование проверяют в соответствии с инструкцией по эксплуатации. Для монтажа и де­монтажа установки, а также для спуска и подъёма скважинного агрегата из скважины применяют сле­дующие приспособления и инструменты: подставка для спуска и подъема установок, монтажный хо­мут — элеватор, заправочный бачок с насосом для масла, мегометр, пояс для крепления кабеля, стальная игла для извлечения свинцовых прокладок, шлицевой ключ для проверки вращения валов. При монтаже УЭЦН электродвигатель с гидрозащитой соединяют с кабельной линией в соответствии с инструкцией по эксплуатации. При сборке двухсекционного двигателя с гидрозащитой 1Г51 для от­крытия перепускного клапана в компенсаторе необходимо:

• привязать к протектору и стропе крюка талевой системы кабель;

• смотать с барабана через ролик кабель длиной 8-10 м;

• поднять собранную часть агрегата до выхода из скважины перепускного клапана компенса­тора так, чтобы провис кабеля между двигателем и роликом все время находился ниже ро­лика;

• открыть перепускной клапан компенсатора и спустить до посадки монтажного хомута-элеватора на фланец колонной головки;

• плавно намотать на барабан смотанный кабель;

• проверить сопротивление изоляции системы кабель-двигатель после их соединения, кото­рое должно быть не менее значения, подсчитанного по формуле:

R _общ = R _д * R _к / ( R _к + R _д ), где R_д — сопротивление изоляции двигателя при температуре окружающей среды;

R _к — допустимое сопротивление изоляции кабеля при температуре окружающей среды ;

R_k = R / _k / L_k , где L к — длина кабельной линии ; R / _k — допустимое сопротивление изоляции 1 км кабельной линии (см. таблица 2.1.).

Монтажный хомут — элеватор ХМ-3 устанавливают в проточку головки нижней секции насоса и поднимают над устьем скважины. При этом снимают упаковочную крышку с основания и шлицевую муфту с вала, проверяют вращение ротора. Снимают крышку с головки протектора, посаженного на фланец колонной головки. Шлицевую муфту устанавливают на вал протектора и фланцевое соединение равномерно затягивают. Плавно приподнимают смонтированную часть погружного агрегата и с головки протектора снимают монтажный хомут-элеватор. Плоский кабель двумя поясами прикрепля­ют к протектору с интервалом 200-250 мм от посадочных торцов. Плоский кабель устанавливают ме­жду ребрами основания секции и закрепляют поясом на 200-250 мм выше приемной сетки. Затем плавно опускают смонтированную часть агрегата, направляя плоский кабель вдоль образующей кор­пуса секции. Прикрепляют плоский кабель поясом к середине секции. Опускают собранную часть аг­регата до посадки монтажного хомута-элеватора на фланец колонной головки. Затем монтажный хо­мут-элеватор ХМ-3 устанавливают в проточку головки средней секции и поднимают над устьем сква­жины. Снимают упаковочные крышки с головки нижней секции и основания средней секции. Извле­кают шлицевую муфту из головки нижней секции, при помощи шлицевого ключа проверяют вращение ротора средней секции. Плавно опускают среднюю секцию до касания ее посадочного торца с поса­дочным торцом головки нижней секции и равномерно затягивают болты фланцевого соединения. За­тем приподнимают собранную часть погружного агрегата, снимают монтажный хомут-элеватор с го­ловки нижней секции. Устанавливают между ребрами основания средней секции плоский кабель и прижимая к корпусу, закрепляют к корпусу его двумя поясами с интервалом 200-250 мм выше и ниже ребер. Собранную часть погружного агрегата отпускают до посадки монтажного хомута-элеватора на фланец колонной головки. В той же последовательности собирают верхнюю секцию: обратный клапан вворачивают в ловильную головку верхней секции, а спускной клапан — в корпус обратного клапана. Собранный погружной агрегат плавно приподнимают, снимают монтажный хомут-элеватор, между ребрами ловильной головки устанавливают плоский кабель и закрепляют его поя­сами. Затем погружной агрегат опускают до посадки трубного элеватора на фланец колонной голов­ки. После этого его приподнимают и на фланце колонной головки устанавливают пьедестал с откры­тым затвором . Пьедестал закрепляют так, чтобы внутренняя цилиндрическая расточка его корпуса была сосна с внутренней цилиндрической поверхностью колонной головки, а кабель выходил в бо­ковую прорезь. Затем закрывают затвор пьедестала.

Погружной агрегат на НКТ спускают в скважину на необходимую глубину. Спуск погружного агрега­та в скважину проводят плавно со скоростью не более 0.25 м/с. Через каждые 300 м спущенных труб измеряют сопротивление изоляции системы кабель-двигатель. Если сопротивление изоляции ниже 5 МОм, то насосный агрегат поднимают.

Пуск и эксплуатация установки.

Перед пуском установки специально подготовленная бригада проводит следующие работы:

• замеряет сопротивление изоляции системы кабель-двигатель, которое должно быть не ме­нее 5 МОм;

• проверяет правильность установки перемычек ступени напряжения на трансформаторе;

• выводит кабель в комплектное устройство и соединяет его с контактами в соответствии с требованиями эксплуатационных документов;

• проводит предварительную регулировку аппаратов защиты комплектного устройства в соот­ветствии с номинальным током погружного двигателя, а затем включают установку. В процессе пускового режима необходимо следить за показаниями амперметра и вольтметра до наступления установившегося режима работы ПЭД.

Процесс освоения скважины УЭЦН в зависимости от пластового давления, коэффициента продук­тивности и обводнённости сводится к двум вариантам.

Вариант 1 — скважина не требует глушения при проведении подземного ремонта.

После запуска ждут появления подачи и одновременно волномером и эхолотом контролируют снижение уровня жидкости в затрубном пространстве скважины.

Нормальным считают режим работы системы установка — скважина при установлении постоянных подачи и динамического уровня. Замеряют подачу жидкости, которая должна быть близкой к расчет­ной.

С интервалом 30 мин. 3 раза замеряют динамический уровень. Результаты замеров должны быть одинаковыми.

Вариант 2 — скважина требует глушения при проведении подземного ремонта.

Перед пуском установки определяют предельное значение снижения уровня жидкости в скважине. После запуска установка должна работать не более 1 часа, так как при глушении скважины установка откачивает жидкость, расположенную выше приёмной сетки насоса. При этом электродвигатель не будет охлаждаться потоком откачиваемой жидкости.

В процессе работы контролируют рабочий ток двигателя, а также скорость восстановления уров­ня. По данным произведённых замеров строят график восстановления уровня (КВУ). Если уровень жидкости в скважине не восстанавливается, то необходимо отрегулировать аппараты защиты ком­плектного устройства на среднее значения рабочего тока, заново запускают двигатель (не ранее чем 1.5 часа после остановки).

Продолжительность работы установки должна быть не более 1 часа. Все операции необходимо повторять до восстановления уровня.

На характеристику насоса наносят график восстановления уровня. Точка пересечения графика восстановления с кривой Н- Q характеристики насоса будет тем минимальным по подаче режимом, на котором будет работать установка при последующем её включении.

Зная подачу, вычисляют скорость жидкости, охлаждающей электродвигатель V _охл . и сравнивают с допустимым значением скорости охлаждения данного электродвигате­ля V _{доп.охл.} . Если V _охл . >= V _{доп.охл} , время работы установки до отключения не лимитируют. Ес­ли наоборот, то установка должна работать не более 1 часа.

Откачку жидкости из скважины и контроль за восстановлением уровня проводят до тех пор, пока система установка — скважина не войдёт в режим.

После выхода установки на рабочий режим, проводят регулировку ступеней напряжения транс­форматора. Затем регулируют защиту комплектного устройства, исходя из тока, потребляемого дви­гателем.

Перед включением установки после двух остановок проверяют сопротивление изоляции системы кабель — двигатель. В процессе эксплуатации скважин УЭЦН контролируют количество откачиваемой жидкости, со­держание попутной воды в откачиваемой жидкости и её водородный показатель, концентрацию твёр­дых частиц и сероводорода, микротвёрдость частиц по Маосу, температура откачиваемой жидкости на выходе из насоса, динамический уровень, буферное давление, сопротивление изоляции системы кабель — двигатель и значения тока двигателя, который не должен превышать номинального значе­ния при установившемся режиме работы.

В процессе эксплуатации установок скважинных электронасосов необходимо вести наблюдение за работой насосного агрегата:

в течении недели не реже одного раза замеряют подачу насоса;

• еженедельно замеряют напряжение и силу тока двигателя;

• устанавливают на трансформаторе или трансформаторной подстанции минимальный ток, потребляемый двигателем;

• при снижении сопротивления изоляции ниже 0.05 МОм из скважины поднимают электродви­гатель;

• при отключении устройства контроля за изоляцией на установке после предварительного замера сопротивления изоляции системы кабель — двигатель поднимают из скважины погружной агрегат;

• при отключении установки повторный запуск проводят после замера сопротивления изоля­ции системы кабель — двигатель;

• устраняют все неисправности аппаратуры согласно инструкции по эксплуатации.

Влияние газосодержания на приеме насоса на работу УЭЦН.

Присутствие эмульгированного газа увеличивает объём смеси, проходящей через первые рабочие спупени насоса, и забирает часть энергии, подводимой к валу насоса, на сжатие газовых пузырьков и с полное растворение в нефти. Эта энергия частично возвращается потоку жидкости, но уже в НКТ, (выделяющийся газ создаёт так называемый газлифтный эффект, способствующий подъёму жидкости на поверхность и уменьшающий необходимый для работы скважины напор. С ростом газосодержания в каналах рабочих колес и направляющих аппаратов насоса образуются полости, не участвующие в общем течении смеси через каналы. Появление заполненных газом каверн приводит к уменьшению пропускной способности каналов насоса и резкому ухудшению обтекания лопастей, нарушающему энергообмен между насосом и перекачиваемой средой. Насос работает в режимах искусственной кавитации и при дальнейшем увеличении газосодержания может произойти срыв подачи насоса. Кривые напор-подача по смеси при этом располагается ниже характеристики насоса на негазированной жидкости.

Существует несколько методов для уменьшения газосодержания на приёме насоса. Один из них — установка газосепаратора.

Основные этапы подбора установки погружного центробежного насоса к скважине по методике П.Д.Ляпкова.

Методика подбора УЭЦН к скважине состоит в выполнении следующих основных этапов:

• подготовка исходных данных, характеризующих необходимые параметры дренируемого пласта, эксплуатационной колонны скважины, установившегося режима работы системы пласт-скважина-УЭЦН, а также свойства и объёмные соотношения откачиваемых из скважины нефти, попутной воды, попутного газа при различных термодинамических условиях;

• расчет и построение кривых изменения давления Р( L _эк ) и объёмного расходного газосодержания  _г ( L _вх ) по длине эксплуатационной колонны в интервале от её забоя до сечения, в котором давление равно давлению в выкидной линии скважины;

а) выбор предварительного значения объемно-расходного газосодержания у входа в насос в пределах b _г.вх =0.05. 0.25, которое должно быть в откачиваемой продукции из скважины при работе системы скважина-УЭЦН в установившемся режиме;

б) определение предварительных значений глубины спуска L _н насоса в скважину и давления Р_вх у входа в насос;

в) оценка значения коэффициента сепарации К_с свободного газа перед входом скважинкой про­дукции в насос и действительного давления Р_д.нас насыщения нефти и воды, нагнетаемых насосом в колону НКТ попутным газом;

• расчёт и построение кривой Р( L _НКТ ) изменения давления по длине колонны подъёмных труб в интервале от выхода продукции из насоса до устья скважины для заданного дебита жидкости с учё­том того, что часть свободного газа проходит мимо насоса;

а) оценка перепада давления Р_с=Р_вых-Р_вх, который требуется сообщить скважинной продукции, чтобы система скважина-УЭЦН работала в установившемся режиме с заданным дебитом жидкости;

б) оценка по Q _жсу и Р_с значений подачи Q _в и напора Н_вс, которые должен иметь подбираемый к скважине насос при откачке воды стандартной температуры, чтобы при работе в скважине на най­денной выше глубине L _н он смог бы обеспечить извлечение заданного дебита жидкости Q _жсу ;

в) выбор по Q _в , Н_вс, диаметру эксплуатационной колонны и свойствам откачиваемой продукции и паспортным рабочим характеристикам типоразмера УЭЦН;

г) расчёт потребляемой мощности предварительно выбранным насосом при откачке им заданно­го количества жидкости в установившемся режиме работы системы скважины-УЭЦН по значениям Q _в и Н_вс с учётом влияния на потребляемую мощность плотности и кажущейся вязкости проходящей че­рез насос продукции;

д) выбор погружного электродвигателя к насосу по мощности, диаметру эксплуатационной ко­лонны к температуре жидкости в стволе скважины на глубине L _н спуска в неё ЭЦН, определение ми­нимально допустимой скорости охлаждающей жидкости  _охл и расчёт минимально допустимого деби­та жидкости Q _охл при длительной непрерывной работе двигателя;

е) проверка возможности освоения скважины выбранной установкой при глубине L _н спуска её в скважину;

ж) если принято решение уменьшить глубину спуска насоса или оборудовать УЭЦН газосепаратором, то выполняется оценка нового значения коэффициента сепарации газа перед входом в насос с учётом наличия перед ним газосепаратора и расчет кривой распределения давления по длине НКТ;

з) определение напора и давления, которые способен развить насос с номинальным числом сту­пеней при работе в скважине на установившемся режиме с подачей, соответствующей заданному дебиту жидкости Q _жсу ;

и) регулирование напорной характеристики насоса уменьшением числа ступеней в нём, штуце­ром или комбинированным способом в случае, если развиваемый насосом напор при работе в режи­ме, соответствующем отбору из скважины заданного дебита Q _жсу , существенно больше требуемого;

к) определение мощности, потребляемой насосом или насосом с газосепаратором, проверка за­груженности погружного электродвигателя;

л) выбор окончательного варианта двигателя, трансформатора и станции управления.

Причины преждевременных отказов УЭЦН

В таблице 10 приведены причины преждевременных отказов установок ЭЦН и их доля в общем количестве отказов.

Причины преждевременных отказов ЭЦН:

Засорение механическими примесями

Механические повреждения кабеля

Отказ удлинителя (во время эксплуатации)

Источник