Анализ эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в ТПП «когалымнефтегаз»

   6.5. Входной модуль.

   Распил  корпуса входного модуля абразивными  механическими примесями.

         Основные причины:

   Образование застойных зон, в которых накапливаются  мехпримеси. Образование абразивного «жгута», который вращаясь производит распил корпуса. Твердость частиц мехпримесей превышает допустимую  для

   конструкции входного модуля  5 единиц по Моссу.  

   Повышенное  содержание мехпримесей в перекачиваемой жидкости.

         Возможные варианты решения проблемы:

   установка защитных втулок повышенной стойкости к абразиву.

   изменение конструкции корпуса входного модуля.

   более тщательная промывка скважины от мехпримесей  при проведе- 
нии ПРС.

   6.6. Протектор защиты электродвигателя.

   Порыв диафрагмы и сильфонов торцовых уплотнений.

     Основные причины :

   Замкнутая система МП51-ПЭД-МК51, что приводит к значительным колебаниям давления в системе в процессе эксплуатации. Температурное быстрое старение резины в процессе эксплуатации при нарушений условий охлаждения системы. Нарушение скорости СПО при ПРС.

   Основные  направления повышения надежности  протектора:

   переход на однокорпусную гидрозащиту типа П92Д;

   активный  поиск и промысловые испытания  новых типов

       гидрозащиты в том числе и без диафрагменного типа.

6.7. Компенсатор типа М К-51

Свинчивание корпуса компенсатора.

   Основные  причины:

   Свинчивание корпуса компенсатора при проведении СПО при монтаже-демонтаже УЭЦН за счет трения хвостовика компенсатора об обсадную колонну.

   Решения:

   установка сварных заклепок;

   разработка  новой конструкции крепления  корпуса компенсатора.

   6.8. Погружной кабель.

   Набухание изоляции жил и потеря геометрических размеров.

         Основныегпричины:

   Свойства  полиэтилена изоляции насыщаться газовым  конденсатом и углеводородами с  увеличением объема до 25%, особенно для полиэтилена и полипропилена низкой и средней плотности.

         Предлагаемые решения:

   Производить закупку кабеля типа КППБПТ с изоляцией  из полиэтилена высокой плотности сшитого путем радиационного облучения.

   6.9. Протектора защиты кабеля.

       Большое количество протекторов  защиты кабеля на НКТ

     с высаженными концами не используется, хотя необходимость

   установки протекторов на первые 5 труб есть.

   Доработка конструкции протектора и применение его на трубах НКТ с гладкими концами. 
 
 

   7.   Проверочные расчеты  и подбор оборудования. 

  7.1. Выбор оборудования и режима работы установки погружного центробежного электронасоса №1(ПЦЭН).

 

 1.Выбираем глубину погружения насоса равную 1500 метров, т.к.: глубина выделения свободного газа равна 1050 метра от устья;

берем запас 450 метров, для того, если динамический уровень  будет падать при увеличении обводненности.                                              Максимальное значение темпа набора кривизны скважины при котором установка размещается без изгиба определяем по формуле:

     a=275160*(D-D₁)/L²,

   где a - максимальное значение темпа набора кривизны – минут на 10 метров длины ствола скважины диаметром D, при котором установка длиной L и диаметром D₁ размещается в рассчитанном интервале без изгиба. D=0.146 м, D₁=0.103 м, L=15,22 м,

a=275160*(0,146-0,103)/15,22²=51”,

   По паспортной характеристике скважины, интервал кривизны с 1985 м. до 2590 м.(605метров), кривизна 22*00”.

   Т.е. насос  можно установить на глубине  1500 метров.

  

2.Определение требуемого напора насоса.

 Напор определяем  по формуле:

H_нас=H_дин+P_уст/(

*g)+h_тр-H_г,

   где H_дин – глубина динамического уровня скважины, P_уст/( *g) – устьевое давление, выраженное в метрах столба жидкости,  h_тр – потери напора на трение, H_г – напор соответствующий газлифтному эффекту.

H_дин= L_скв-(P_пл-Q_ж/К)/ (

*g),

где  L_скв – глубина скважины, К – коэффициент продуктивности,                 H_дин=2620-(20,6*10⁶-56,7/7,8)/(858*9,81)=1036,2,

 H_дин=1036,2 м, P_уст=1,3 Мпа, =858 кг/м³, h_тр=0,031 м, H_г=21,4 м.

H_нас=1036,2+1,3*10⁶/(858*9,81)+0,031-21,4=1169,3 м. 

  3.Подбор насоса и установление режима осуществляем с помощью программы PCEN (Кафедра Разработки и Эксплуатации Нефтяных и Газовых Месторождений, УГНТУ).