Сравнительный анализ работы установок электроцентробежных погружных насосов отечественного и зарубежного исполнения
ВВедение
Россия занимает в мире ведущее место по производству и использованию для
добычи нефти установок электроцентробежных погружных насосов( УЭЦН).
До 60% нефти России и до 70% нефти Западной Сибири добывается с
использованием УЭЦН. При отказе УЭЦН затраты на спуско-подъемные операции и
последующий ремонт практически достигает стоимости новых установок. В этой
связи весьма актуальным для нефтяных компаний является вопрос выбора
качественного оборудования. Основными критериями при выборе УЭЦН является цена
и доступность необходимых запасных частей к ним.
Нефтегазодобывающее управление «Правдинскнефть» ( НГДУ «ПН») является
структурной единицей ОАО «Юганскнефтегаз», входящего в состав НК «ЮКОС». НГДУ
«ПН» занимается добычей углеводородного сырья на 5 месторождениях: Правдинское,
Восточно-Правдинское, Северно-Салымское, Лемпинское, Приразломное. Более 90 %
добычи нефти в Нефтегазодобывающем управлении «Правдинскнефть» осуществляется
механизированным способом: с УЭЦН и с помощью штанговых глубинных насосов (ШГН).
В данном дипломе речь пойдет о работе УЭЦН на Приразломном месторождении.
Данное месторождение считается одним из сложных в регионе. Пластовая
температура на некоторых участках месторождения достигает 1200С. Количество
мех. примесей в большинстве скважин превышает норму в 2-5 раз. При добыче
углеводородного сырья используются УЭЦН отечественного и импортного
производства.
Цикл работ с УЭЦН представляет собой цепь последовательно связанных
технологических звеньев. Отказ или брак в работе на любом из участков данной
цепи приводит к отказу всей системы. Каждый отказ УЭЦН в суммарных затратах
составляет сегодня более 240 тыс. руб. В условиях когда финансовая ситуация
диктует требования по сокращению удельных затрат на добычу нефти, снижение
себестоимости до уровня, обеспечивающего рентабельность производства, поиск и
использование резервов повышения эффективности производства стали основной
задачей НГДУ «ПН».
Основным показателем работы механизированного фонда скважин является
показатель межремонтного периода (МРП) работы УЭЦН. Поэтому в НГДУ «
Правдинскнефть » для повышения МРП активно закупаются новые технологии и
оборудование, в частности погружные центробежные насосы отечественного
производства фирмы “ НОВОМЕТ ” с износостойкими рабочими органами для работы в
агрессивной среде (мех.примеси), а также УЭЦН “ REDA “ c
глубинными датчиками давления и температуры и освинцованной кабельной линией,
выдерживающей высокую температуру ( t = 203˚- 230˚С )
Целью данного дипломного проекта является сравнительный анализ работы
УЭЦН отечественного и зарубежного исполнения, эффективность использования
данных УЭЦН.
1.
ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1 Общие сведения о месторождении
В административном отношении Приразломное месторождение принадлежит
Ханты-Мансийскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской
области. Месторождение удалено на 90 км к востоку от города Ханты-Мансийска и
на 70 км к юго-западу от города Нефтеюганска. К югу от месторождения проходят
трассы газопровода Уренгой-Челябинск-Новополоцк и нефтепроводы Усть-Балык-Омск.
Район месторождения представляет собой слаборасчлененную, заболоченную равнину,
абсолютные отметки которых изменяются от 19 до 67 м. Наиболее низкие отметки
приурочены к руслам и поймам рек. На водораздельных участках района развиты
небольшие холмы и котловины термокарстового происхождения. Неровность рельефа
обязана своим происхождением, в основном, деятельности рек. Гидрографическую
сеть представляют реки: Обь, Большой Салым, Малый Салым. Реки Большой и Малый
Салым спокойные, равнинные, со скоростью течения не превышающей 0.3...0.8 м/сек
на песках и 0.8...1.2 м/сек на перекатах. Для них характерны извилистые русла,
наличие большого числа притоков, разливов и песчаных кос. Река Обь протекает с
востока на запад севернее месторождения и является основной водной артерией. В
районе много озер. Глубина озер не превышает 10 метров, размеры наиболее
значительных 2...3 км в поперечнике. Ледяной покров на реках удерживается с
начала октября до конца мая, толщина льда достигает один метр. Месторождение расположено
в зоне многолетнемерзлых пород, имеющих преимущественно прерывистое строение.
На сопредельных территориях их толщина составляет 15...40 м. Населенные пункты
расположены по берегам рек.
1.2
Географическое расположение
Географическое расположение территории определяет ее климатические
особенности. Наиболее важными факторами формирования климата является перенос
воздушных масс с запада и влияние континента. Взаимодействие двух
противоположных факторов придает циркуляции атмосферы над рассматриваемой
территорией быструю смену циклонов и антициклонов, способствует частому
изменению погоды и сильным ветрам. Кроме того, на формирование климата
существенное влияние оказывает огражденность с запада Уральскими горами,
незащищенность территории с севера и юга. Над территорией осуществляется
меридиональная циркуляция, вследствие которой периодически происходит смена
холодных и теплых масс, что вызывает резкие перепады температур.
1.3 Климат
Климат рассматриваемого района резко континентальный с продолжительной
зимой и коротким теплым летом. Крайние отметки температур в течение года минус
55 и плюс 35.Снежный покров держится 180...190 дней и достигает 1.5 м. Зимой
выпадает 30...40% от общего количества осадков. Коренное население представляют
ханты и манси, которые в производственных процессах не заняты.
Лесные массивы состоят из лиственницы, ели, кедра, сосны и березы.
Болотистые пространства покрыты сфагновыми мхами. Среди болот часто встречаются
островки редколесий, где растет сибирская лиственница, низкорослая береза и
прочие деревья, произрастает клюква.
Доставка оборудования и других материалов доставляется по дорогам с
бетонным покрытием и воздушным путем. Для обеспечения нефтяных скважин
промывочной водой используются надмерзлотные воды новомихайловских отложений.
Подземные воды апт-альб сеномановского комплекса отличаются малой коррозийной
способностью и широко применяются для заводнения нефтяных пластов на
месторождениях Среднего Приобья, но не нашли широкого применения из-за плохих
геолого-физических и гидродинамических характеристик комплекса в этом районе.
2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Краткое геологическое строение месторождения
По данным бурения разведочных скважин в геологическом строении
Приразломного месторождения принимают участие породы доюрского фундамента и MZ-KZ терригенных отложений платформенного чехла. Доюрские
образования толщиной 107 м вскрыты в скв №184 верхняя часть толщиной 40м
представлена туфоаргиллитами, а нижняя--кварцевыми порфирами, порфиритами
среднедевонского возраста. В состав платформенного чехла входят терригенные
отложения юрской, меловой, палеогеновой, четвертичной систем общей толщиной
3320 м. Нижнемеловые отложения готеривбаремского возраста продуктивны и
представлены неравномерным по толщине переслаиванием песчаников, алевролитов,
аргиллитов, глин.
В тектоническом отношении Приразломное месторождение приурочено к
Салымской моноклинали, имеющей субмеридиальное простирание. Салымская
моноклиналь осложняется структурами второго порядка: на севере Салымское
куполовидное поднятие и Пойковский вал; на юге Верхне-Салымское куполовидное
поднятие. Разделяются они между собой Милясовской котловиной.
Приразломное месторождение приурочено к группе малоамплитудных локальных
структур четвертого порядка и меньше, осложняющих Салымское куполовидное
поднятие: Севская, Приразломное, Репьевская, Алексинская, Южно-Лемпинская.
Морфологическая характеристика локальных структур представлена в табл 1.1. Судя
по данным, структуры примерно одинаковых размеров, меридиального
простирания(кроме Приразломной) с амплитудой 15...45 м и углами наклона крыльев
в основном менее 1о. В скв № 160 отмечается Чусинская приподнятая зона,
замыкающаяся сейсмоизогипсой минус 2875 м, имеющая субширотное простирание,
размеры 5.5 х 2.5 км, амплитуда 10 м.
Для всех структур свойственен унаследованный характер развития
постепенным выполаживанием структур вверх по разрезу.
По данным «ГлавТюменьгеология» в меловое время отмечается инверсионное
развитие структур. Наличие инверсий связано с активным прогибанием Салымской
моноклинали в это время и резким вздыманием центральной части Сургутского
свода.
Таблица 2.1. Морфологическая характеристика локальных структур
Приразломного месторождения
|
Название
|
Прос-тирание
|
Замы-кающая сейсмо-
изогипса
|
Размеры, км
|
Отно-шение длин осей
|
Ампли-туда, км
|
Угол наклона крыльев
|
|
|
|
|
|
|
по прост.
|
вкрест прост.
|
|
Приразлом-ная Севская
Алексинская Репьевская Южно- Лемпинская Северо- проточная
|
субши-ротное мериди-альное
мериди-альное мериди-альное мериди-альное мериди-альное
|
2900 2850 2850 2900
2775 2875
|
5х3.5 5.5х4 5.5х25 6х3
6.5х45 4.5х25
|
1.43 1.38 2.2 2.0
1.44 1.8
|
15 45 15 20 45 35
|
менее 1 менее 1 20-40
менее 1 40-50 1
|
30-50 30 менее1 менее1
16-120 1-2
|
2.2 Нефтегазоносность продуктивного пласта БС4-5
В разрезе Приразломного месторождения нефтеносными являются
песчано-алевролитовые пласты 1АС11, 2АС11, БС1, БС4-5 и 1БС5, причем основным
нефтесодержащим объектом является пласт БС4-5, в котором сосредоточены 97%
запасов нефти месторождения, категории С1.
В пласте БС4-5 в пределах Приразломного месторождения установлены 2
залежи нефти: одна основная- Приразломная и другая на крайнем северо- востоке
месторождения в районе разведочной скважины № 191.
Основная залежь в плане имеет заливообразную форму, которая раскрывается
и расширяется в северном направлении. Она с запада, юга и востока окаймляется
зоной полного замещения продуктивных песчаных коллекторов малопроницаемыми
глинистыми разностями пород. Следовательно, залежь относится к типу литолологически
экранированных. Залежь вскрыта на отметках от 2430 до 2720 м. Размеры ее
составляют 55 х 30 км при высоте 182 м. В пределах основной залежи как по
данным промыслово-геофизических, так и гидродинамических исследований ВНК не
зафиксирован и поэтому он принят условно по подошве нижнего нефтенасыщенного
пропластка в скв. № 221 на абсолютной отметке минус 2549.2 м.
Пласт БС4-5 представлен литологически частым чередованием песчаников,
алевролитов и аргиллитов, причем в нижней части продуктивного интервала
песчаники преимущественно развиты в виде изолированных линзовидных тел
различных размеров и сравнительно небольшой толщины, а в верхней части
прослеживается монолитный площадной характер их распространения.
Песчаники серые и буровато-серые, малкозернистые, слюдистые,
среднесцементированные, изредка встречаются прослои углисто-глинистых пород с
включениями растительного дернита, с однородной и слоистой текстурой. По
вещественному составу алевролиты идентичны песчаникам. Коллекторами являются
мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, которые по
емкостно-фильтрационным свойствам по существу не различаются и могут быть
разделены лишь по гранулометрическому составу. Цемент песчаников и алевролитов
пленочный, порово-пленочный, глинисто-хлоритовый, местами глинисто-карбонатный.
Нередко встречаются поры заполненные кальцитом. В коллекторах содержание
глинистой фракции в среднем составляет 11.5%, карбонатной 3.5%.
Общая толщина пласта БС4-5 в среднем равна 35 м, причем в северо-западном
направлении в районе скв №222 ее значение составляет 50 м, т.е. прослеживается
тенденция к постепенному увеличению толщины его в этом направлении. Эффективная
нефтенасыщенная толщина в пределах залежи варьирует от 0 до 21.8 м.
Продуктивный пласт перекрывается пачкой глин толщиной до 40...50 м.
В разрезе продуктивного пласта БС4-5 в пределах месторождения выделяются
от 1 до 10 прослоев коллекторов различной толщины, примерно половина из которых
имеет толщину не более 1 м. В западной части месторождения число проницаемых прослоев
больше и значение их толщины выше нежели в восточной части месторождения.
Толщина глинистого раздела между монолитной и расчлененной частями
продуктивного интервала колеблется в пределах от 0.4 до 9.4 м, причем примерно
на половине площади разбуренной части месторождения толщина глинистого раздела
составляет 0.4...1.6 м. Коэффициент песчанистости разреза 0.31, расчлененности
4.6.
На разбуренной части южной части, наблюдается зональное распространение
коллекторов. В отдельных скважинах их толщина достигает 20...28м, среди которых
выделяются участки с толщиной коллекторов 10..12м.
В крайнем южном пробуренном ряду суммарная толщина коллекторов на
снижается менее чем на 10 м, лишь в разведочной скв №47 она равна 8,2м.
Разрез горизонта БС4-5 представлен чередованием песчаных пластов с
плотными глинистыми разделами. Количество прослоев колеблется от 3 до 8, в
среднем 6.1(коэффициент расчлененности). Если не принимать во внимание
уплотненные песчано-алевролитовые прослои толщиной до 1...1.5 м, замещающиеся часто
песчаниками, то коэффициент расчлененности снизится до 3.6 при суммарной
средней толщине коллекторов в ряду 16 м. Разрез пласта БС4-5 характеризуется
различным строением: на западе и востоке песчаники тяготеют к кровельной части
и имеют пониженную толщину отдельных прослоев до 4 м, к центральной части
наблюдаются монолитные песчаники до 8...10 м как в кровельной, так и
подошвенной частях разреза. Общая толщина продуктивного пласта, в котором
встречены песчаные коллектора, достигает 33 м, в отдельных скважинах песчаники
залегают в кровле и нижний их прослой находится лишь на 17...23 м от кровли
горизонта. Если дифференцированно учесть по отдельным участкам и скважинам и
взять условно за нижнюю границу продуктивного пласта нижний прослой песчаника,
то коэффициент песчанистости составит 0.58, в целом для пласта в ряду он равен
0.53. Это указывает на то, что при однократном пересечении горизонтальным
стволом продуктивных отложений, вскрытая нефтенасыщенная толщина коллекторов
будет изменятся в пределах 250...300 м.
.3 Емкостно-фильтрационная
характеристика продуктивного пласта БС4-5
Коллекторские свойства продуктивных пластов определялись
Главтюменьгеологией, СибНИИП. В таблице 2.2 предоставлены коллекторские
свойства пластов по результатам керновых исследований.
Таблица 2.2.
Коллекторские свойства пласта.
|
Наименование
|
Проница- емость, 10-3мкм2
|
Пористость, %
|
Насыщенность связанной
водой
|
|
Среднее значение
|
14
|
17.5
|
44.6
|
|
Интервал изменения
|
0.3-127
|
13.3-20
|
28.2-77.3
|
|
Количество скважин -19
|
|
|
|
|
Количество определений -207
|
|
|
|
Таблица 2.3. Статические ряды распределения проницаемости по горизонту
БС4-5
|
Интервал изменения
|
1-3
|
3-10
|
10-30
|
30-50
|
50-127
|
|
Проницаемость, мкм2 х 10-3
|
17.3
|
36.2
|
35.3
|
6.8
|
4.5
|
Приведенные данные в целом указывают на низкие фильтрационные свойства
продуктивных пластов, отражают сравнительную однородность по проницаемости с
незначительной долей образцов повышенной проницаемости, хотя абсолютное
значение ее тоже низкое, что предопределяет возможность более равномерного
продвижения закачиваемой воды и вытеснение нефти при разработке месторождения и
опытного участка.
.4 Свойства и состав нефти
Физико-химические свойства, состав флюидов пласта БС4-5 представлены в
таблице 2.4.
Таблица 2.4. Свойства и состав нефти.
|
Наименование
|
пласт БС4-5
|
|
Пластовая нефть
|
|
Пластовое давление, Мпа
|
25.3
|
|
Пластовая температура, 0С
|
96
|
|
Давление насыщения, Мпа
|
10.8
|
|
Газосодержание, м3/т
|
81
|
|
Газовый фактор при усл.
Сепарации, м3/т
|
68
|
|
Объемный коэффициент
|
1.231
|
|
Плотность нефти, кг/м3
|
773
|
|
Объемный коэффициент при усл.
Сепарации
|
1.192
|
|
Вязкость нефти, мПа.с
|
1.33
|
|
Плотность нефти при усл.
Сепарации, кг/м3
|
857
|
|
Разгазированная нефть
|
|
Плотность нефти, при 20
град.С, кг/м3
|
867.5
|
|
Кинематическая вязкость,
мм2/сек при 200С
|
20.62
|
|
при 500С
|
7.42
|
|
Температура застывания, 0С
Молекулярная масса, кг/ккал
|
8 234
|
|
Температура начала кипения,
0С
|
90
|
|
Содержание светлых фракций.
|
|
При температуре 0С:
|
%
|
|
100
|
3,6
|
|
150
|
10,6
|
|
250
|
29,9
|
|
300
|
40,9
|
|
350
|
53,1
|
|
Массовое содержание:
|
%
|
|
Асфальтенов
|
2,07
|
|
Смол
|
5,8
|
|
парафина
|
3,32
|
|
Серы
|
0,84
|
|
Температура плавления
парафина, 0С
|
56
|
|
Температура насыщения нефти
парафином, 0С
|
29,1
|
Таблица 2.5. Компонентный состав, %-мольный.
|
Наименование
|
Пластовой нефти
|
Разгазированной нефти
|
Нефтяного газа
|
|
Углекислый газ
|
0.37-2.34
|
0.01-0.04
|
1.00-4.97
|
|
Азот
|
0.10-0.57
|
-
|
0.23-1.40
|
|
Метан
|
18.45-27.80
|
0.03-0.07
|
53.40-71.20
|
|
Этан
|
3.60-6.00
|
0.41-0.68
|
8.94-15.30
|
|
Пропан
|
7.30-9.00
|
3.43-3.91
|
10.80-18.10
|
|
Изобутан
|
0.90-1.90
|
0.85-1.66
|
|
|
Норм.бутан
|
2.90-5.70
|
2.80-5.80
|
|
|
Изопентан
|
0.19-1.90
|
0.95-2.60
|
|
|
Норм.пентан
|
1.20-3.30
|
1.54-4.60
|
|
|
Гексаны+гептаны
|
48.50-63.70
|
82.00-89.6
|
|
|
Мольный вес
|
131-154
|
187-228
|
|
|
Плотность, кг/м3
|
773
|
857
|
|
Из приведенных данных видно, что нефть малосернистая, парафинистая,
находится в повышенных термо-барических условиях, недонасыщена газом - давление
насыщения в 2 раза ниже пластового, хотя среднее газосодержание содержание
достаточно высокое, что обуславливает пониженную плотность и вязкость нефти в
пластовых условиях.
2.5 Физико-гидродинамические характеристики
Коэффициенты вытеснения нефти водой отражают предельную нефтеотдачу
однородного пласта при разработке залежей с заводнением. Он определяется по
формуле:
b=1-a/aн, (2.1)
где a-
остаточная нефтенасыщенность пород;
aн- начальная нефтенасыщенность пород;
По Приразломому месторождению отмечается сравнительно высокая начальная
нефтенасыщенность пласта БС4-5 72%, средняя остаточная нефтенасыщенность 27.8%
(по 38 образцам керна, исследованным центральной лабораторией
Главтюменьгеологии). Средний коэффициент вытеснения по пласту БС4-5 составляет
61%.
2.6 Характеристика результатов гидродинамических
исследований скважин
Залежь нефти Приразломного месторождения, как указывалось, имеет большие
площадные размеры и сложное строение. По условиям залегания с долей условности
ее можно отнести к литологически экранированным залежам, с ограниченным
подпором законтурных вод, что обуславливает ее упругий начальный режим.
Опробование и исследование скважин проводилось в разведочных и
осуществляется в добывающих скважинах. В большинстве разведочных скважин оно
проводилось по прослеживанию динамического уровня, в дополнение к исследованиям
при фонтанной эксплуатации. В1997 году был пересмотрен материал по исследованию
разведочных и добывающих скважин с начала разработки месторождения.
Таблица 2.6. Результаты исследования скважин
|
Наименование
|
Количество
|
Интервал изменения
|
Среднее значе- ние по
площади
|
|
скв.
|
измер.
|
|
|
|
Начальное пластовое
давление, МПа Пластовая температура, 0С Коэффициент продуктивности м310/сут.
МПа Газовый фактор, м3/т Проницаемость, мкм2
|
26 120 26 118
|
26 120 26 118
|
22.9-25.2 95-110
0.023-1.76 44-85 0.001-0.07
|
25.1 97 0.399 69 0.015
|
2.7 Запасы нефти и газа
Таблица 2.7. Запасы нефти и газа по горизонту БС4-5.
|
Катего рия
|
Пло- щадь нефти, тыс.м3
|
Средняя неф.нас. толщина, м
|
Запасы нефти, тыс.т
|
КИН
|
Газовый фактор м3/т
|
Запасы газа, млн.м3
|
|
|
|
бал.
|
извл.
|
|
|
бал.
|
извл.
|
|
С1 С2
|
628800 509090
|
7.6 4.6
|
447134 218594
|
178462 79183
|
0.399 0.362
|
68 68
|
30405 14865
|
12136 5384
|
|
С1+С2
|
1137890
|
6.3
|
665728
|
257645
|
0.387
|
68
|
45270
|
17520
|
При подсчете запасов пористость принималась 18%, нефтенасыщенность 72%,
переводной коэффициент 0.84, удельный вес нефти 855 кг/т.
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
.1 Способы добычи нефти на
месторождении, фонд скважин
Приразломное месторождение вступило в разработку в 1986 году с началом
разбуривания центральной наиболее продуктивной части пласта БС4-5. На
01.01.2000 года извлечено 22,7 млн.т. нефти, 24,84 млн.т. жидкости, при текущей
обводнённости 16.1%.Фонд добывающих скважин составляет 714, нагнетательных 126.
Закачано 41.226 млн.м3 при накопленной компенсации отбора жидкости закачкой с
начала разработки 136.8% в пластовых условиях.
В настоящее время на Приразломном месторождении добыча пластовой жидкости
осуществляется фонтанным и механизированным способами. Газлифтный способ добычи
не применяется. До 1988 года подъем жидкости осуществлялся фонтанным способом,
за счет высоких пластовых давлений, разработка велась на упругом режиме пласта.
В 1988 году с падением пластового давления, за счет низких коллекторских
свойств пласта и в то же время сравнительной однородностью пласта по
проницаемости, разработка начала осуществляться с применением системы
поддержания пластового давления, с применением заводнения. Графики разработки
представлены на рис 3.1.
Рис.
3.1. Динамика основных показателей разработки
Средний
дебит скважин по нефти и жидкости за последние 3 года колеблется в пределах
25-27 т/сут.
С
1988 года добыча жидкости началась осуществляться с помощью механизированного
способа, при помощи скважинных глубинных насосов, электроцентробежных и
штанговых. С этого момента фонд скважин оборудованных погружными насосами
постоянно увеличивался до 1995 г. Динамика эксплуатационного фонда скважин
Приразломного месторождения представлена в таблице 3.1.
Таблица
3.1. Динамика эксплуатационного фонда скважин Приразломного месторождения.
|
Года
|
фонд скважин
|
ЭЦН
|
ШГН
|
ФОН
|
|
1986
|
1
|
0
|
0
|
1
|
|
1987
|
18
|
5
|
4
|
9
|
|
1988
|
77
|
38
|
10
|
29
|
|
1989
|
170
|
93
|
29
|
48
|
|
1990
|
285
|
134
|
27
|
124
|
|
1991
|
430
|
214
|
43
|
173
|
|
1992
|
553
|
297
|
55
|
201
|
|
1993
|
661
|
354
|
60
|
247
|
|
1994
|
670
|
366
|
65
|
239
|
|
1995
|
713
|
421
|
73
|
219
|
|
1996
|
710
|
456
|
81
|
173
|
|
1997
|
720
|
465
|
126
|
129
|
|
1998
|
713
|
459
|
156
|
98
|
|
1999
|
714
|
421
|
167
|
126
|
|
2000
|
741
|
452
|
198
|
59
|
Для наглядного представления изменения эксплуатационного фонда скважин,
приведен рис. 3.2.
Анализ результатов данных (табл. 3.1.) показал, что большую часть
действующего эксплуатационного фонда представляют скважины, оборудованные
электроцентробежными насосами 421, что составляет 59% от общего действующего
фонда, в том числе ЭЦН со ступенями фирмы «Новомет»153 штуки (21%) УЭЦН ”REDA”185 штук.
Число фонтанных скважин на январь 2000 года составляло 126 штук. Число
фонтанных скважин от общего эксплуатационного фонда составляет 17,6%. Фонд ШГН
за 1999 год вырос до 167 скв. и составил 23,4%.
Рис. 3.2. Динамика эксплуатационного фонда скважин.
Разрабатываемые НГДУ «ПН» месторождения различаются по геофизическим
условиям, определяющим специфику эксплуатации УЭЦН. Приразломное месторождение
является одним из сложных в регионе. Температура пластовой жидкости составляет
85-120 0С, содержание мехпримесей большинства скважин превышает норму в 2-5
раз. Основная проблема - низкая продуктивность пластов, связанная с низкой
проницаемостью пород вызывает недостаточный приток жидкости в скважинах.
3.2 Анализ текущего состояния разработки
Приразломного месторождения
Анализ фактических и проектных показателей разработки представленный в
таблице 3.2. показывает, что добыча нефти в 1999 году выше проектной на 1,5%,
существенно отстаёт добыча жидкости, что можно объяснить завышенными темпами
обводнённости, принятыми при проектировании, ниже проектных действующий
нагнетательный фонд скважин и объёмы закачки воды, хотя компенсация отбора
жидкостью существенно превышает норму-100%.
Динамика технологических показателей разработки и проводимые работы по
интенсификации добычи нефти и исследованию скважин позволяют отметить
следующее:
.Длительная разработка центрального участка подтверждает низкую
продуктивность скважин, что в первую очередь связано со слабыми фильтрационными
свойствами песчаников пласта БС4-5, плохой отсортированностью песчаного
материала, его заглинизированностью, особенно прослоев небольшой толщины до 2
метров.
2. При первичном и вторичном вскрытии продуктивных пластов, возможно
допускались загрязнение призабойной зоны пласта, снижалась её проницаемость.
Это в определённой степени подтверждается эффективностью ГРП. Необходимо
усилить контроль за качеством промывочных жидкостей при бурении скважин и
вызове притока из пластов при их освоении, с привлечением новых технологий для
вскрытия нефтенасыщенных коллекторов.
3. ГРП можно рекомендовать для работ в призабойной зоне добывающих
скважин с ограниченным размером трещин до 15-10 м, так как более глубокие
трещины могут привести к существенному снижению коэффициента нефтеотдачи при
водонапорном режиме разработки, из-за подхода воды по трещинам к добывающим
скважинам, преждевременно их обводнить, что приведёт к большим затратам по
извлечению обводнённой продукции, без воздействия на нефтевытеснение поровой
матрицы пласта, содержащей основные запасы нефти. При разработке на режиме
истощения ГРП может повысить эффективность разработки и нефтеотдачу.
. Для вовлечения в более активную разработку низкопродуктивных пластов,
особенно при изменении забойного давления в процессе увеличения обводнённости
продукции, целесообразно увеличить максимально депрессию на пласт до снижения
забойного давления, близкому к давлению насыщения.
. Вызывают сомнения большие объёмы закачанной воды в пластовых условиях
по сравнению с отбором жидкости. При том отсутствии резкого роста обводненности
можно принять за более равномерный фронт нефтевытеснения в пласте.
|
Таблица 3.2.Показатели
разработки Приразломного месторождения.
|
1987
|
1988
|
1989
|
1990
|
1991
|
1992
|
|
|
пр-кт
|
факт
|
пр-кт
|
факт
|
пр-кт
|
факт
|
пр-кт
|
факт
|
пр-кт
|
факт
|
пр-кт
|
факт
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
|
|
Добыча нефти тыс.т./год
Накопленная добыча нефти, тыс.т. Темп отбора, % Обводненность, % Добыча
жидкости, тыс.т./год Накопленная добыча жидкости ,тыс.т. Закачка рабочего
агента, тыс.м3/г. годовая накопленная Фонд добывающих скв. на конец г. шт.
Действующий фонд нагн. скв. на конец года шт. Среднесуточный дебит одной
добывающей скв, т/сут по нефти по жидкости
|
54.0 58.0 - - 54.0
10 10 23 3 19.5 19.5
|
18.53 22.23 - - 18.53
76.85 - - 18 - 9.6 9.6
|
350.0 408.0 0.8 2
357.0 568.0 578.0 89 16 18.9 19.3
|
245.8 268.03 - 0.9
248.05 323.9 495.0 495.0 77 14 16.8 16.9
|
658.0 1041.0 0.78 2.2
673.0 1067.0 140 40 52.7 53.9
|
646.25 914.28 1.09 3.25
668.03 991.93 1128.0 1623.0 170 31 14.4 14.8
|
1087.0 2128.0 1.3 9.7
1204.0 1925.0 255 86 19.7 21.8
|
974.56 1888.6 1.16 3.49
1009.8 2001.8 1652.0 3275.0 285 46 14.2 14.7
|
1377.0 3277.3 1.0 13.5
1591.9 2497.4 404 92 13.0 15.0
|
1245.7 3134.6 0.87 4.74
1307.7 3309.6 2184.0 5459.0 430 56 11.3 11.8
|
1600.0 4877.3 1.1 20.0
2000.0 3074.6 520 117 10.9 13.6
|
1339.0 4473.6 0.9 5.24
1413 4722.5 2563.0 8022.0 553 65 10.8 11.4
|
|
|
Показатели
|
1993
|
1994
|
1995
|
1996
|
1997
|
1998
|
1999
|
|
пр-кт
|
факт
|
пр-кт
|
факт
|
пр-кт
|
факт
|
пр-кт
|
факт
|
пр-кт
|
факт
|
пр-кт
|
факт
|
пр-кт
|
факт
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
12
|
13
|
|
Добыча нефти тыс.т./год
Накопленная добыча нефти, тыс.т. Темп отбора, % Обводненность, % Добыча
жидкости, тыс.т./год Накопленная добыча жидкости ,тыс.т. Закачка рабочего
агента, тыс.м3/г. годовая накопленная Фонд добывающих скв. на конец г. шт.
Действующий фонд нагн. скв. на конец года шт. Среднесуточный дебит одной
добывающей скв, т/сут по нефти по жидкости
|
1750 6627 1.2 25
2333 3531 650 153 9.3 12.5
|
1551.5 6025.1 1.10 6.74
1663.3 6386.3 2890.0 10912 661 81 13.4 14.4
|
1990 8617 1.3 29
280.2 4186.7 784 189 8.6 12.2
|
1919 7944.9 1.36 6.8
2059.5 8446 3402 14314 670 102 13.5 14.5
|
2270 10887 1.4 33
3271 4785.4 815 205 11.5 13.3
|
2275 10320 1.45 6.8
2441.4 10887 3624 17938 713 122 17.3 20.1
|
2500 13387 1.53 37
3780.8 5348.6 910 247 16.7 18.2
|
2530 12850 1.59 8
3015.4 13989 3988 21926 710 173 28.4 31.7
|
2803 16190 1.55 42
4150.6 5912.1 954 255 18.2 21.3
|
3092 15940 1.6 9.3
3338 16940 4444 26370 720 129 26 29.2
|
3107 19297 1.56 46
4590 6593 990 266 21.8 24.7
|
3294 19234 1.62 10.3
3707 20640 5476 31846 713 98 29 34.2
|
3422 22762 1.59 50
4910 7418 1015 284 23.6 28.8
|
3489 22699 1.64 16.1
4200 24840 6732 38578 714 126 25.1 36.3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1 Типовая конструкция скважины
Конструкция скважины на Приразломном месторождении в целом соответствует
требованиям технологических проектов и состоит из кондуктора и эксплуатационной
колонны.
Кондуктор диаметром 245 мм в добывающих скважинах опускается на глубину
400-500 м с целью перекрытия верхних водоносных горизонтов.
В нагнетательных скважинах используется удлиненный кондуктор длиной
650-800 м с целью перекрытия неустойчивых глин.
Для цементирования используется тампонажный портландцемент марки
ПЦТ-ДО-50. Подъём тампонажного раствора производится до устья. Используются
обсадные трубы с треугольной резьбой ГОСТ 632-80 или ОТТМ. Эксплуатационная
колонна спускается на 50 м ниже подошвы продуктивного пласта. Используются
обсадные трубы диаметром 146 мм или 168 мм. Для герметизации используются
резьбовая смазка Р-402 , реже лента ФУМ. Тампонажным раствором нормальной
плотности ( р=1,83 г/см3) перекрывается интервал от забоя, на 150 м выше
верхнего продуктивного горизонта. Тампонажным раствором малой плотности
перекрывается горизонт на 100 м выше башмака предыдущей колонны. В
нагнетательных скважинах подъем тампонажного раствора до устья.
4.2 Оборудование скважин, эксплуатирующихся с
помощью УЭЦН
Оборудование любой скважины должно обеспечивать отбор продукции в
заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций.
Оно подразделяется на наземное (устьевое) и скважинное (подземное). К наземному
оборудованию относят: фонтанную арматуру, манифольд, станцию управления и
трансформатор.
На Приразломном месторождении применяют следующие фонтанные арматуры
(ГОСТ 13846-84) В основном это АФК 65х140 и АФК1Э65х140.Фонтанная арматура
состоит из трубной головки и фонтанной елки с запорными и регулирующими
устройствами. В качестве регулирующих устройств применяют задвижки и пробковые
краны. Для регулирования режима скважины на манифольде устанавливаются штуцера.
Устьевое и затрубное давление измеряют с помощью манометров. Манифольд
предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией.
К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы(НКТ) ,
которые применяют при всех способах эксплуатации скважин. В основном применяют
трубы условным диаметром 60 и73 мм, реже 89 мм. Основным способом добычи
углеводородного сырья - является механизированный, с помощью УЭЦН или ШГН,
предпочтение при этом отдается УЭЦН. Ими оборудованно 80% всех скважин
Приразломного месторождения. Причиной этого преобладания является область
применения УЭЦН. УЭЦНами можно эксплуатировать скважины с дебитом 20-80 м3/сут.
и высотой подъема до 2000 м . Установка ЭЦН состоит из погружного
маслозаполненного короткозамкнутого трехфазного асинхронного электродвигателя
ПЭД с гидрозащитой, центробежного многоступенчатого насоса ЭЦН, кабельной линии
с муфтой, присоединяемой к токовводу ПЭД, наземного электрооборудования
-станции управления (ШГС), трансформатора повышенного напряжения (ТМПН) и
трансформаторной подстанции ( ТП).
(Рис.4.1.)
По заказу УЭЦН дополнительно комплектуется газосепаратором для отделения
свободного газа на приеме насоса и системами контроля температуры, давления и
вибрации в зоне подвески установки.
УЭЦН опускается в скважину на колонне НКТ, которая подвешивается на
головке эксплуатационной колонны с помощью устьевого оборудования,
электроэнергия от промысловой сети через трансформатор и станцию управления по
кабелю, прикрепленному к наружной поверхности НКТ хомутами, подается на
электродвигатель (ПЭД), который приводит во вращение центробежный насос (ЭЦН),
который подает жидкость по НКТ на поверхность.
4.2.1
Комплектующие узлы УЭЦН отечественного
производства
Электроцентробежный насос - ЭЦН.
Погружной электроцентробежный насос многоступенчатый, вертикального
исполнения, модульный, состоит из входного модуля и модулей секций. Модули-
секции представляют собой сборочные единицы, из которых можно собирать насосы с
различными напорами, используя входной модуль и модули секции необходимого
количества. Каждая секция насоса представляет собой металлический корпус,
изготовленный из стальной трубы длиной до 5,5м. Длина насоса определяется
количеством рабочих ступеней и секций, число которых зависит от параметров
насоса - подачи и напора. В корпус насоса вставляется пакет ступеней,
представляющий собой собранные на валу рабочие колеса и направляющие аппараты. Рабочие
колеса устанавливаются на валу на продольной призматической шпонке,
предотвращающей проворот их относительно вала, по ходовой посадке и могут
перемещаться в осевом направлении. Направляющие аппараты зажаты в корпусе между
основанием и верхним подшипником (ниппелем). Затяжка ниппеля создает у торцов
направляющих аппаратов трение, предотвращающее вращение аппаратов при работе
насоса. В верхней части насоса находится ловильная головка, в которую
вворачивается переходной патрубок для соединения с НКТ.
В собранном насосе втулка рабочего колеса вращается в отверстии
направляющего аппарата как в подшипнике, а само колесо упирается в бурт
направляющего аппарата. Для уменьшения силы трения, между опорной поверхностью
рабочего колеса и буртом направляющего аппарата, обусловленной действующим на
колесо осевым усилием, которое при нормальном режиме работы насоса направлено
сверху вниз, в расточку нижнего диска колеса запрессована шайба из
антифрикционного материала. По мере ее износа, рабочее колесо перемещается вдоль
вала, оставаясь, всегда прижатым вниз (иногда возможен подъем колес).
Рабочие ступени насоса (направляющие аппараты и рабочие колеса)
обыкновенного исполнения, завод-изготовитель “Алнас”, изготовляются из
чугуна-отливкой, защитные втулки вала- из латуни, сам вал- из стали, опорные
шайбы рабочих колес из текстолита. В насосе износостойкого исполнения,
завод-изготовитель “Новомет”, рабочие ступени и защитные втулки изготовляются с
помощью порошковой металлургии, подпятники узла пяты из карбид-кремния.
Выше насоса, на 3-5 НКТ, в зависимости от газового фактора,
устанавливается обратный клапан, а над обратным клапаном, через одну НКТ,
сбивной клапан. Обратный клапан предназначен для предотвращения лавинообразного
стока жидкости из НКТ через насос, вызывающего турбинное вращение ротора
насоса, и облегченного запуска УЭЦН, после ее остановки. Сбивной клапан
предназначен для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата
из скважины.
Входной модуль имеет корпус с отверстиями для прохода жидкости и защитную
сетку. Внутри входного модуля расположен вал с радиальными подшипниками.
Верхняя часть входного модуля при помощи фланцев соединяется с основанием
модуля-секции или газосепаратора, нижняя часть входного модуля, также при
помощи фланцев, соединяется с протектором. Валы модуль - секций между собой
соединяются при помощи шлицевых муфт.
Газосепаратор обычно используют в скважинах с большим газовым фактором.
Газовый сепаратор работает аналогично центрифуге. Вал с лопатками (шнек),
обычно изготавливается как единое целое, вращающийся с частотой 3000 об/мин,
вытесняет более тяжелые жидкости на перифирию через переходной канал вверх в
насос, тогда как более легкая жидкость (пар) остается около центра и выходит по
выпускному каналу обратно в скважину.
Основным показателем работы газосепаратора является коэффициент полезного
действия (к.п.д.). К.П.Д. отечественных газосепараторов очень низок и
составляет всего чуть больше 20%.
Погружной электродвигатель - ПЭД.
Важнейшим узлом насосной установки является маслозаполненный погружной
асинхронный трехфазный электродвигатель переменного тока с короткозамкнутым
ротором вертикального исполнения типа ПЭД.
Двигатель состоит из статора, ротора, вала, головки и основания. Корпус
статора изготавливается из стальной трубы с резьбой на концах для подсоединения
головки и основания двигателя.
Двигатель заполняется специальным маловязким с высокой диэлектрической
прочностью маслом типа МАПЭД-8, для охлаждения и смазки.
Статор собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей с пазами,
в которых располагается обмотка. Она может быть однослойной протяжной
катушечной или двухслойной стержневой петлевой. Фазы обмотки соединены в
“звезду”. Выводные концы обмотки статора соединяют с кабелем через специальную
изоляционную штепсельную колодку токоввода.
Короткозамкнутый ротор двигателя набран из магнитных сердечников,
чередующихся с подшипниками скольжения, имеющими механическую фиксацию от
проворота и сохраняющие возможность легкого перемещения вдоль оси вала. Вал
ротора выполнен из пустотелой калиброванной стали, сердечники - из
электротехнической. В пазы сердечников уложены медные стержни, сваренные по
торцам с короткозамыкающими кольцами. Сердечники набирают на вал, чередуя с
радиальными подшипниками, и соединяют с ним шпонками. Весь набор сердечников на
валу затянут в осевом направлении гайками или турбинкой.
Турбинка обеспечивает принудительную циркуляцию масла для выравнивания
температуры двигателя на длине статора. В головке размещен упорный подшипник,
состоящий из подпятника и пяты, и установлена колодка токоввода. Основание
двигателя служит для размещения фильтра, перепускного клапана и клапана для
закачки масла в двигатель.
Отечественные электродвигатели имеют диаметры корпусов 103, 117, 123 мм.
Двигатели больших мощностей выполняются секционными. Частота вращения
двигателей всех типоразмеров одинакова и равна 3000 оборотов в минуту при
частоте тока 50Гц. Двигатель рассчитан на работу при температуре окружающей
среды, не превышающей 90ºС.
Противополетный якорь - ППЯ.
Якорь служит для предотвращения полета УЭЦН на забой скважины в случае
обрыва труб НКТ, а также в случае расчленения узлов УЭЦН при работе из-за
вибрации. При спуске УЭЦН ППЯ не позволяет превышать скорость спуска, выше
допустимой (0,25м/сек, а в особо искривленных местах 0,1м/сек). В случае
превышения скорости спуска происходит “заклинивание” сухарей в обсадной колонне
ППЯ состоит из корпуса, в котором расположены основные рабочие органы
противополетного якоря: поршень и четыре сухаря, с помощью которых и происходит
удержание УЭЦН в обсадной колонне в случае “полета”. Вторая часть
противополетного якоря - это патрубок. С помощью резьбового соединения
противополетный якорь вворачивается в зависимости от модификации двигателя в
компенсатор или непосредственно в двигатель.
Гидрозащита.
Гидрозащита предназначена для предохранения внутренней полости двигателя
от попадания пластовой жидкости, а также для компенсации температурных
изменений объема и расхода масла. Гидрозащита также выравнивает давление внутри
электродвигателя с давлением в скважине на уровне его подвески и передает
крутящий момент от электродвигателя к насосу. Она состоит из протектора и
компенсатора.
Протектор защищает полость электродвигателя от попадания пластовой
жидкости. Он имеет две камеры, заполненые маслом МАПЭД-8. Камеры разделены
эластичным элементом - резиновой диафрагмой. Вал протектора вращается в трех
подшипниках и опирается на гидродинамическую пяту, которая воспринимает осевые
нагрузки. Для предотвращения попадания пластовой жидкости по валу, в протекторе
имеются два торцовых уплотнения - верхнее и нижнее.
Компенсатор служит для пополнения запаса жидкого масла вследствие утечек
через торцовые уплотнения и температурных изменений объема масла в системе
«электродвигатель-гидрозащита». Компенсатор состоит из камеры, образуемой
эластичным элементом - резиновой диафрагмой, заполняемой маслом МАПЭД-8.
Полость за диафрагмой сообщается со скважиной отверстиями. Диафрагма защищена
от повреждений стальным корпусом. Полость диафрагмы сообщается с полостью
электродвигателя.
Таблица 4.1.Технические характеристики гидрозащит.
|
Наименование
|
Передаваемая мощность не
более
|
Осевое усилие принимаемое
упорным подшипником
|
Частота вращения не более
|
Диаметр корпуса
|
Масса не более
|
Количество диафрагм
|
|
кВт
|
кгс
|
Об/мин
|
Мм
|
кг
|
Шт
|
|
Протектор МП 51, МПТ 51
|
100
|
1600
|
3000
|
92
|
40
|
1
|
|
Компенсатор МК 51, МКТ 51
|
|
|
|
103
|
21
|
1
|
|
Протектор МП 52, МПТ 52
|
100
|
1600
|
3000
|
92
|
54
|
1
|
|
Компенсатор МК 52, МКТ 52
|
|
|
|
103
|
36
|
2
|
|
Протектор МП 62, МПТ 62
|
360
|
1100
|
3000
|
114
|
65
|
1
|
|
Компенсатор МК 52, МКТ 52
|
|
|
|
103
|
36
|
2
|
Кабельная линия.
Кабельная линия, обеспечивающая подвод электроэнергии к электродвигателю
погружного центробежного электронасоса, состоит из основного питающего кабеля,
сращенного с ним плоского кабеля и муфты кабельного ввода для соединения с
электродвигателем. С поверхности до погружного агрегата протягивают питающий,
бронированный кабель любого типа КПБП или КПБК, а в пределах погружного
агрегата - только плоский кабель типа КПБП. Кабель КПБП или КПБК состоит из
медных однопроволочных жил, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой
плотности и уложенных в одной плоскости или скрученных между собой. Сверху
полиэтилена идет оплетка и броня.
Условия работы для кабелей: допустимое давление пластовой жидкости 19,6
Мпа; газовый фактор-180 куб.м/т; температура воздуха от -60ºС до 45ºС, пластовой жидкости 90ºС - в статическом положении. На
расстоянии 250-300 мм выше и ниже каждой муфты НКТ и каждого сростка кабель
крепится стальными поясами (клямсами). Не допускается при этом слабина кабеля
внутри скважины. Клямсы затягиваются до момента начальной деформации брони.
Пряжка клямсы располагается в свободном пространстве между НКТ и кабелем, но ни
в коем случае не на поверхности кабеля, загнутый конец клямсы плотно
прижимается к пряжке. Для крепления кабеля УЭЦН «REDA» используются клямсы
фирмы REDA.
Силовые электрические кабеля марки КПБК и КПБП
для погружных электронасосов.
Максимальное рабочее напряжение 3300 В
Рабочая температура 90 С
Конструкция жила медная
Изоляция 2 слоя полиэтилена толщиной 3 мм
Оплетка защитная пленка из прорезиненной ткани
Броня стальная лента
Таблица 4.2.Параметры кабелей типа КПБК и КПБП
|
Параметры
|
Круглый - КПБК
|
Плоский - КПБП
|
|
3х10
|
3х16
|
3х25
|
3х35
|
3х50
|
3х10
|
3х16
|
3х25
|
3х35
|
3х50
|
|
Максимальные наружные раз
меры, мм
|
29
|
32
|
35,6
|
38,3
|
44
|
13,6х33,8
|
15х37,4
|
15,4х43
|
18х48,2
|
19,7х52,3
|
|
Масса, кг/км
|
898
|
1125
|
1564
|
1913
|
2425
|
1056
|
1105
|
1610
|
2056
|
2547
|
Силовой электрический кабель марки КППБПТ теплостойкий для погружных
электронасосов
Максимальное рабочее напряжение 3300 В
Рабочая температура 120 С
Конструкция жила медная
Изоляция 1 слой из сшитого полиэтилена высокой плотности толщиной 1,3 мм,
второй слой
из сополимера пропилена толщиной 1 мм
Оплетка защитная лента из прорезиненной ткани
Броня стальная оцинкованная лента
Таблица 4.3. Параметры кабеля марки КППБПТ
|
Параметры
|
Плоский - КППБПТ
|
|
3х10
|
3х16
|
|
Максимальные наружные
Размеры, мм
|
13,6х33,8
|
15х37,4
|
|
Масса, кг/км
|
1056
|
1105
|
Станция управления и комплектное устройство.
Станция управления ШГС 5805 предназначена для управления и защиты погружных
электродвигателей серии ПЭД мощностью от 14 до 100 кВт и напряжением до 2300 В
переменного тока, а комплектное устройство КУПНА - для установок с
электродвигателями мощностью свыше 100 кВт
( 125 кВт,180 кВт,250 кВт,700 кВт)
Станция управления ШГС 5805 располагается в металлическом шкафу
одностороннего обслуживания с отсеком высокого напряжения. ШГС 5805
обеспечивает включение и отключение установки при автоматическом периодическом
режиме, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийное
отключение ( при “перегрузе” или “недогрузе”УЭЦН, коротком замыкании).
Таблица 4.4. Характеристика станций управлений.
|
ШГС 5805-49АЗУ1
|
ШГС 5805-49ТЗУ1
|
|
Номинальный ток силовой
цепи, А
|
50
|
50
|
|
Номинальное напряжение
силовой цепи, В
|
До 2300
|
До 2300
|
|
Габаритные размеры, мм
Длина Ширина Высота Масса, кг
|
1060 500 1900 270
|
1060 500 1900 280
|
Комплектное устройство КУПНА выполнено в металлических шкафах защищенной
конструкции двухстороннего обслуживания.
Таблица 4.5. Характеристика комплектных устройств.
|
КУПНА 83-49А2У1
|
КУПНА 83-29А2У1
|
КУПНА 83-39А2У1
|
|
Номинальный ток силовой
цепи, А
|
250
|
100
|
160
|
|
Номинальное напряжение
силовой цепи, В
|
До 3000
|
До 3000
|
До 3000
|
|
Габаритные размеры, мм
Длина Ширина Высота Масса, кг
|
|
1805 90 2100 930
|
|
Таблица 4.6. Характеристика комплектных устройств.
|
КУПНА 700-79А1ХЛ1
700-79Б1ХЛ1
|
КУПНА 700-79А2ХЛ1
700-79Б2ХЛ1
|
КУПНА 700-79А3ХЛ1
700-79Б3ХЛ1
|
|
Номинальный ток силовой
цепи, А
|
100
|
200
|
300
|
|
Номинальное напряжение
силовой цепи, В
|
До 3000
|
До 3000
|
До 3000
|
|
Габаритные размеры, мм
Длина Ширина Высота Масса, кг
|
4400 2500 2840 5150
|
4400 2500 2840 5150
|
4400 2500 2840 5150
|
Трансформаторы масляные повышенного напряжения.
Трансформаторы серии (ТМПН) мощностью от 40 до 400 кВ·А служат для
преобразования напряжения промысловой сети до величины, обеспечивающей
оптимальное напряжение погружного электродвигателя в зависимости от длины
кабеля, загрузки электродвигателя и напряжения сети. Для этого на высокой
стороне обмоток трансформатора имеется 5-10 ответвлений(отпаек).Переключение отпаек
производится при полностью отключенном трансформаторе. У трансформаторов
предусмотрено масляное охлаждение. Они предназначены для работы на открытом
воздухе.
Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток ВН и низкого НН, бака,
крышки с вводами и расширителя с воздухоосушителем.
Бак трансформатора заполняется трансформаторным маслом, имеющим пробивное
напряжение не ниже 40кВ.
На трансформаторах мощностью 160-200 кВ·А установлен термосифонный
фильтр для очистки трансформаторного масла от продуктов старения.
На крышке бака смонтирован привод переключателя ответвлений обмоток
ВН(один или два); ртутный термометр для измерения температуры верхних слоев
масла; съемные вводы ВН и НН, допускающие замену изоляторов без подъема
извлекаемой части; расширитель с маслоуказателем и воздухоосушителем;
металлический короб для предохранения вводов от попадания пыли и влаги.
Воздухоосушитель с масляным затвором предназначается для удаления влаги и
очистки от промышленных загрязнений воздуха, поступающего в трансформатор при
температурных колебаниях уровня масла.
Трансформаторные подстанции.
Трансформаторные подстанции серии КТППН и КТППНКС предназначены для
питания, управления и защиты погружных электродвигателей серии ПЭД мощностью от
16 до 125 кВт. Подстанции КТППНКС рассчитаны на питание, управление и защиту 4
погружных электродвигателей в условиях Крайнего Севера и Западной Сибири.
Подстанции комплектуются трансформаторами серии ТМПН мощностью от 100 до
400 кВ·А.
Таблица 4.7. Трансформаторные подстанции.
|
КТППН
|
КТППНКС
|
|
Номинальное напряжение
силовой цепи, кВ
|
6 или 10
|
6 или 10
|
|
Габаритные размеры, мм
Длина Ширина Высота Масса, кг
|
3250 1630 5100 1765
|
6150 5260 4600 6650
|
4.2.2 Конструктивные отличия УЭЦН фирмы ”REDA”
Электроцентробежный
насос.
Корпус насоса
выполнен из толстостенной, бесшовной низкоуглеродистой стали, т.е. материала,
аналогичного при изготовлении обсадных колонн скважин. В скважинах с высокой
коррозийной активностью используются корпуса из ферритной стали (Redalloy). Также для повышения коррозийной
стойкости корпуса могут иметь монелевое покрытие.
Рабочие
ступени (направляющие аппараты и рабочие колеса) могут изготовляться из NI-RESIST(сплав железа с никелем) или из RYTON (полифенеленсульфида). В связи с
высокой пластовой температурой на многих месторождениях, ОАО «ЮНГ» закупает
только насосы, рабочие ступени которых изготовлены из NI-RESIST. Вал и
соединительные муфты - из монеля, который очень хорош от коррозии и очень
крепкий материал. Рабочие колеса и защитные втулки вала изготовлены как единое целое.
В головке насоса отсутствует осевой подшипник, но зато имеется радиальный,
который устанавливается в месте концентрации вибрации. Щлицевая муфта между
секциями насоса превратилась во втулку подшипника, что позволило обеспечить
лучшую соосность соединения, поддержку консульных частей вала.
Насосы могут быть износостойкого исполнения типа ARZ (абразивно-стойкий цирконий), когда все рабочие
ступени изготовлены из него или типа ES, когда по всей длине модуль - секции рабочие ступени из
абразивно-стойкого циркония устанавливаются только в трех местах: в начале, в
середине и в конце.
Входной модуль может быть стандартного или износостойкого исполнения типа
ARZ (абразивно-стойкий цирконий). В
стандартных входных модулях используется никелевая стойкая втулка. Во входных
модулях типа ARZ используются циркониевые опоры и
муфты, обеспечивающие повышенную защиту от абразивного износа и поперечных
вибраций.
Твердость циркония - 1200 у.е.
Твердость песка - 300 у. е.
Газосепаратор.
В газосепараторе типа CRS,
поставляемого фирмой “REDA
используются цирконевые опоры, упрочненные материалы и некоторые
усовершенствования гидравлического характера. Принцип работы такой же, как и
отечественных газосепараторов. Основными характеристиками газосепаратора
является эффективность сепарации и процент всасывания газа. Эффективность
сепарации определяется по формуле:
Кол-во сепарированного
свободного газа.
Эффективность сепарации =
-------------------------------------------------------
Кол-во имеющегося
свободного газа.
Процент
всасывания газа - это количественный показатель того, сколько свободного газа,
присутствующего у входного модуля, должно поступить в насос. Обычно это
включает и естественную сепарацию газа.
С учетом количества задействованных переменных спрогнозировать
эффективность сепарации довольно сложно. Одна только естественная сепарация
может составлять от 5 - 70%, в зависимости от состава жидкости, скорости потока
жидкости, режима течения, габаритов оборудования и т. д. Обычно приходиться
пользоваться грубыми оценками, которые опытным путем.
Для газосепаратора фирмы “REDA”
типа CRS:
Эффективность сепарации 80-95%
Процент всасывания газа 5 - 20%
Погружной
электродвигатель.
Погружной электродвигатель существенных конструктивных отличий не имеет,
также состоит из статора, ротора, головки и основания, но в головке отсутствует
колодка токоввода. Присоединение кабельной линии к двигателю осуществляется с
помощью кабельной муфты и выводных концов двигателя, посредством сочленения
наконечников кабельной муфты с гильзами выводных концов двигателя. Места
соединения обматывают специальной изоляционной лентой, выдерживающей высокую
температуру. По просьбе ОАО «ЮНГ», в связи с плохими климатическими условиями
(низкая температура воздуха зимой) фирма “REDA” стала поставлять электродвигатели с колодкой
токоввода, имеющей существенное отличие от колодки токоввода ПЭД отечественного
производства. Существенное отличие заключается в следующем: за счет большей
площади соприкосновения гильз выводных концов с наконечниками кабельной муфты
осуществляется лучший контакт, что практически не приводит к прогару колодки.
Сама колодка токоввода как бы “утоплена” в головке двигателя, тем самым,
исключая вероятность повреждения колодки при сочленении кабельной линии с
двигателем. Крепление колодки токоввода в отверстии головки двигателя
осуществляется с помощью стопорного кольца.
Масло, закачиваемое в полость двигателя, обладает высокой текучестью,
высокой смазывающей способностью, высокой диэлектрической прочностью, не
смешивается с водой, обеспечивает хорошее охлаждение двигателя.
Погружные электродвигатели выпускаются стандартного (температура
откачиваемой жидкости 121˚С) и промежуточного (температура откачиваемой
жидкости 150˚С) исполнения.
Вращение вала двигателя УЭЦН “REDA”против часовой стрелки.
Гидрозащита.
Гидрозащита выполняет теже функции, что и отечественная, за исключением
того, что состоит только из протектора.
Протектора, поставляемые фирмой “REDA”в ОАО ”ЮНГ ” двух видов:
LSLSL
и BSL. Протектор получает наименование в
соответствии с типом (типами) используемых камер уплотнений и способа
соединения этих камер
т.е. “последовательный” или “параллельный”.
L -
лабиринт
B -
резервуар
P -
параллельное соединение
S -
последовательное соединение
В отличии от отечественных протекторов, которые имеют два торцовых
уплотнения, протектора имеют три торцовых уплотнения. Резервуар (диафрагма)
изготовлен из материала AFLAS,
выдерживающего температуру 204˚С.
Протектор LSLSL можно
применять в скважинах с агрессивной средой, а также где пластовая температура
достигает 140˚С, но нежелательно в скважинах с большой кривизной.
Протектор BSL можно
использовать в скважинах с большой кривизной, но нежелательно использовать в скважинах
с агрессивной средой и пластовой температурой свыше 120˚С.
В отличие от отечественных УЭЦН, где усилие, развиваемое насосом,
воспринимает подшипник, расположенный в головке двигателя, в УЭЦН “REDA” эту нагрузку воспринимает упорный
пошипник, расположенный в протекторе.
Датчики давления и температуры.
В отличие от отечественных УЭЦН, УЭЦН “REDA” может комплектоваться датчиком давления и
температуры, с помощью которых можно постоянно контролировать изменение
давления над приемом насоса, а также снимать показания температуры пластовой
жидкости на уровне подвески УЭЦН. Датчики поставляются двух типов: PSI и DMT.
Кабельная линия.
Кабельная линия состоит также из удлинителя, на конце которого имеется
металлическая кабельная муфта и основной длины кабеля.
Удлинитель типа KELTB-LP:
Рабочая температура: 121 - 232˚С
Материал жил: Медь с покрытием из сплава.
Защитный материал: Свинец, поверх которого наложена лента и оплетка,
усиливающие прочность конструкции.
Броня: Оцинкованная сталь, возможно из монель-металла.
Кабель Redalead
Рабочая температура: 203 - 232˚С
Материал жил: Медь с покрытием из сплава.
Материал изоляции: EPDM(
этилен-пропилен-диен-метилен)
Защитный материал: Свинец, поверх которого наложена оплетка, усиливающяя
прочность конструкции.
Броня: Оцинкованная сталь, возможно из монель-металла.
Свинец обеспечивает оптимальную защиту изоляции от проникновения газов и
жидкостей.
Второй тип кабельной линии, поставляемой фирмой “REDA”, также состоит из удлинителя типа KELTB, с металлической кабельной муфтой и
основной длины кабеля типа Redalene:
Рабочая температура: 96˚С
Материал жил: Медь с покрытием из сплава.
Материал изоляции: Полипропилен-этилен.
Защитный материал: Нитриловый шланг, защищенный с помощью ленты и
оплетки.
Броня: Оцинкованная сталь, возможно из монель-металла.
Для крепления удлинителя по УЭЦН применяются специальные протектолайзеры
или кожуха, которые крепятся с помощью клямс фирмы “REDA”. По НКТ кабель крепится протекторами “ Lassal ”. Конструкция данных протекторов не
позволяет потянуть кабель при спуске, а также защищает кабель от мех.
повреждений при СПО.
Станции управления.
Все станции управления, поставляемые фирмой “REDA”имеют модификацию MDFH. Данные станции управления комплектуются
контроллерами электродвигателя типа Keltronics К889 или Keltronics K095.
Контроллер погружного электродвигателя Keltronics К889 - включает цифровой дисплей,
который показывает фазные токи, установки по перегрузке и недогрузке, время
оставшееся до автоматического повторного включения, а также причину последнего
отключения.
К889 непрерывно контролирует токи двигателя, токи питания контрольной
цепи и состояние наружных контактов, обеспечивающих отключение двигателя при
неблагоприятных условиях. Автоматическое повторное включение может быть
произведено в случае недогрузки по току, перерыва электроснабжения, наружной
блокировки давления, перегрузке по току, нарушения токового баланса, изменения
направления вращения из-за изменения фазировки.
Контроллер погружного электродвигателя Keltronics К095(КЭД) предназначен для защиты и
управления электродвигателями погружных насосов. Экран “ L095 WELKOM” (ЭВ) обеспечивает обслуживающему персоналу
информацию о режиме работы.
Контроллер следит за рабочими параметрами электродвигателя,
электропитанием, внешними выключателями, аналоговыми измерительными приборами и
командами дистанционного терминала SCADA. Он защищает насосную систему от повреждений путем отключения после
обнаружения неисправностей и предотвращения запуска до тех пор, пока это не
станет безопасным.
Дисплей L095 необходим для настройки
контроллера К095 для работы.
4.3 Назначение и область применения УЭЦН
Установки ЭЦН широко применяются для эксплуатации нефтяных скважин,
особенно высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных.
Рабочая среда - пластовая жидкость: смесь нефти, попутной воды и газа.
Максимальное гидростатическое давление в зоне подвески 230атм
Максимальная плотность жидкости до1400кг/м3
Температура откачиваемой жидкости не более 90 оС Максимальная объёмная
доля свободного газа на приёме насоса не более 25%
Максимальная концентрация сероводорода не более 0.01 г/л
Максимальное содержание воды не более 99%
Водородный показатель рН откачиваемой жидкости 6 - 8.5
Максимальная массовая концентрация твердых частиц 0.1г/л
Насосы бывают обычного, износостойкого коррозионостойкого исполнения.
При содержании в жидкой среде механических примесей более 0.1-0.5 г/л
следует использовать установки погружных центробежных электронасосов повышенной
износостойкости.
При содержании сероводорода в количестве 0.01-1.25г/л установки погружных
центробежных электронасосов коррозионностойкого исполнения.
4.4 Обозначение УЭЦН отечественного производства
УЭЦН в зависимости от поперечного диаметра двигателя условно делятся на 3
группы: УЭЦН5 (103мм), УЭЦН5А(117мм), УЭЦН6(123мм). Наружний диаметр УЭЦН
позволяет спускать их в скважины с минимальным внутренним диаметром
эксплуатационной колонны: УЭЦН5-121,7мм; УЭЦН5А- 130мм; УЭЦН6-144,3мм.
Условное обозначение насоса (обычного исполнения) - ЭЦНМ5 50-1300, где
Э-привод от погружного двигателя;
Ц-центробежный;
Н-насос;
М-модульный;
-группа насоса (условный диаметр скважины в дюймах);
-подача, м3/сут;
-напор, м.
Для насосов коррозионостойкого исполнения перед обозначением группы насоса
добавляется буква «К».
Для насосов износостойкого исполнения перед обозначением группы насоса
добавляется буква «И».
Условное обозначение двигателя ПЭДУ 45(117), где
П - погружной
ЭД - электродвигатель
У - универсальный
- мощность в кВт
- наружний диаметр в мм
Для двухсекционных двигателей после буквы “У” добавляется буква “С”
Условное обозначение гидрозащиты:
Протектор 1Г-51, компенсатор ГД-51, где
Г - гидрозащита
Д - диафрагменная
4.5 Обозначение УЭЦН “REDA”
Условное обозначение насоса (обычного исполнения) DN-440 (268 ступеней).
Серия 387, где
DN-
рабочие органы из NI-RESIST (сплав железа с никилем)
- подача в баррелях/сутки.
- количество рабочих ступеней.
.87″ - наружний диаметр корпуса в дюймах.
Для насосов износостойкого исполнения после величины подачи ARZ (абразивностойкий цирконий)
Условное обозначение электродвигателя 42 Л.С, 1129 Вольт, 23 Ампер, серия
456.
- мощность в лошадиных силах.
- номинальное напряжение в вольтах.
- номинальный ток в амперах.
.56″ - наружний диаметр корпуса в дюймах.
Условное обозначение гидрозащиты: LSLSL и BSL.
L -
лабиринт
B -
резервуар
P -
параллельное соединение
S -
последовательное соединение
5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
5.1 Общие сведения о заводах
- изготовителях УЭЦН
Самый крупный в мире производитель УЭЦН - Альметьевский завод погружных
электронасосов (АО «АЛНАС», г Альметьевск, Татарстан). 70% УЭЦН,
эксплуатирующихся на нефтяных месторождениях России, изготовлены этим
предприятием.
Продукция ЗАО «Новомет» - погружные модульные центробежные и
ценробежно-вихревые насосы для откачки пластовой жидкости с номинальной подачей
25, 50, 80 и 125 м3/сут. Все насосы оснащены порошковыми рабочими органами, что
обеспечивает более высокий КПД вследствие высокой чистоты поверхности проточных
каналов и снижения вибронагруженности погружной установки из-за высокой
точности заготовок рабочих колес. Центробежные насосы являются модернизацией
существующих конструкций и полностью взаимозаменяемы с ними как по
гидродинамическим характеристикам, так и по размерам.
Стоимость российских УЭЦН составляет порядка 110-130 тысяч руб.
Условия эксплуатации УЭЦН в разных регионах России характеризуются
существенными различиями. В этой связи за основу такого анализа приняты данные,
полученные на нефтяных скважинах АО «Нижневартовскнефтегаз», «Сургутнефтегаз»,
«Когалымнефтегаз», где температура в месте подвески, вынос механических
примесей и осаждения солей на рабочих органах насосов приблизительно одинаковы.
Статистическая обработка данных показала, что наработка на отказ УЭЦН
российского производства составляет в этом регионе 200-300 суток, в то время
как наработка установок ЗАО «Новомет» в этих же скважинах-300-700 суток, а
наработка УЭЦН “REDA” свыше 1000
суток.
Основной причиной отказов Российских установок является плавление
полиэтиленовой изоляции кабеля и электропробой обмотки статора погружных
электродвигателей (ПЭД), а, например УЭЦН “REDA” -заклинивание рабочих органов насосов солями и
механическими примесями из скважинной жидкости.
Кабель УЭЦН используется в качестве подвода эл. энергии к ПЭД и состоит
из основной (магистральной) и соединительной (удлинитель) длин. Кабели марок
КПБК, КПБП с полиэтиленовой изоляцией, используемые в качестве основных длин
кабельных линий в УЭЦН российского производства, уступают по надежности
теплостойким кабелям, как западных фирм, так и теплостойким российским кабелям,
например, марки КФСБ.
В то же время кабели марок КПБК, КПБП значительно дешевле кабелей как
российских, так и западных производителей.
Анализ отказов ПЭД производства российских заводов с наработкой более 60
суток показал, что основной причиной этих отказов является не герметичность
торцовых уплотнений гидрозащиты П-92Д и П-92ДН в процессе работы УЭЦН, в
результате чего пластовая жидкость попадает в электродвигатель, что приводит к
электропробою обмотки статора в верхней его части (лобовой части), в месте
соединения выводных концов. Наибольшую наработку имеют УЭЦН с гидрозащитой типа
1 Г-51.
Следует подчеркнуть, что кроме достаточно высокой надежности гидрозащиты,
обмотка статора ПЭД западных фирм залита специальным компаунтом, что во много
раз увеличивает наработку на отказ электродвигателя.
Сами насосы Российских заводов по своей конструкции лучше приспособлены к
работе в скважинах с высоким содержанием солей и механических примесей, чем
насосы западных фирм, так как они имеют большее сечение проточных каналов и
меньшую адгезию к осаждению солей.
Вместе с тем для повышения надежности насоса необходимо уменьшить
концентрацию механических примесей и осаждения солей на его рабочих органах.
Повышение надежности насоса возможно также за счет увеличения износостойкости
пар трения и уменьшения адгезии солей на рабочих органах, например, за счет
использования технологии порошковой металлургии. Применение порошковой втулки
из материала перлитного класса ЖГр1ДЗ в паре с серым чугуном повышает
износостойкость узла трения до уровня
NI-RESIST(сплав железа с никелем). Замена в
этой паре чугуна, имеющего твердость 143 НВ, на более твердую (200 НВ)
порошковую сталь позволяет получить пару трения, имеющую износостойкость выше,
чем у пары
NI-RESIST - NI-RESIST.
Показатели надежности УЭЦН различных типов значительно отличаются друг от
друга. При этом различия определяются главным образом условиями эксплуатации.
Так, УЭЦН-50 имеют наименьшую наработку по сравнению с другими типами,
так как эксплуатируются на малодебитных скважинах, где велика вероятность срыва
подачи откачиваемой пластовой жидкости. Наибольшую наработку имеет УЭЦН-80,
эксплуатирующиеся на высокодебитных скважинах.
В то же время установки очень высокой производительности, например,
УЭЦН-250 имеет значительно меньшую наработку, чем УЭЦН-80. Это можно объяснить
тем, что со значительным увеличением производительности установки растет и
вероятность срыва подачи откачиваемой жидкости. Кроме того, в УЭЦН-250 используется
два последовательно соединенных ПЭД-45, что увеличивает вероятность отказов
УЭЦН.
Большое значение имеет соблюдение технологий добычи нефти и качество
подготовки скважин. Иногда показатели надежности однотипных установок при
сравнимых условиях эксплуатации в различных компаниях заметно различается. Так
наработка ОАО «Сургутнефтегаз» составляет 350 суток, а в ОАО
«Нижневартовскнефтегаз»-250суток.
.1.1 МРП (межремонтный период) - как основной
показатель работы скважин, оборудованных УЭЦН
Межремонтный период работы (МРП) является одним из основных показателей
работы скважин, эксплуатируемых установками погружных центробежных
электронасосов, который характеризует, прежде всего, технический уровень
оборудования и качество его изготовления, а так же эксплуатационную надежность
скважин, т.е. качество подготовки скважин и эксплуатацию оборудования УЭЦН в
определенных геолого-физических условиях работы. Под межремонтным периодом
работы скважины или групп скважин понимают среднее время работы между двумя очередными
подземными ремонтами, связанными с подъемом оборудования из скважин, при одном
и том же способе эксплуатации или эксплуатации одним видом оборудования.
Порядок расчета межремонтного периода общего фонда действующих скважин
одинаков, независимо от способа эксплуатации или вида эксплуатируемого
оборудования, независимо от количества скважин, как в масштабе НГДУ,
объединения, так и в целом по отрасли.
МРП работы скважин проводится, как правило, за скользящий год, т.е.
помесячно за перемещающийся двенадцатимесячный период. Расчет МРП работы
скважин может проводиться за любой расчетный период (месяц, квартал, полугодие,
год).
При расчете межремонтного периода скважин, так же, как и при расчете
ремонтного периода любого объекта или оборудования, пользуются формулой:
Тр
МРП = ¾¾ где, (5.1.)
N
МРП - межремонтный период работы в сутках;
ТР -суммарное время фактической (от даты запуска до остановки)
эксплуатации оборудования в скважине (группе скважин), сутки;
N - суммарное количество ремонтов за расчетный период времени.
5.2 Фонд скважин с УЭЦН и его
характеристика
5.2.1 УЭЦН отечественного производства
До 1993 года на Приразломном месторождении работали только отечественные
УЭЦН. По ним накоплен опыт использования глубинных насосов при освоении скважин
после бурения, при эксплуатации безводного и обводненного фондов скважин в
осложненных условиях, связанных с солеотложениями, повышенной температурой и
конструкциями скважин, характеризующихся различной степенью искривления пласта.
В настоящее время на 01.01.2001г фонд нефтяных скважин, оборудованных
УЭЦН, отечественного производства по Приразломному месторождению составляет:
эксплуатационный фонд - 217 скважин
действующий фонд - 184 скважины
фонд, дающий продукцию - 161 скважина
простаивающий фонд - 23 скважины
бездействующий фонд - 33 скважины
В процентном отношении это выглядит следующим образом:
неработающий фонд - 25,8%
простаивающий фонд - 10,6%
бездействующий фонд - 15,2%
На 01.01.2001г. в работе 161 УЭЦН, из них
УЭЦНМ 5 125 - 2000 3 насоса
УЭЦНМ 5 80 - 1800 4 насоса
УЭЦНМ 5 80 - 2000 7 насосов
УЭЦНМ 5 50 - 1300 10 насосов
УЭЦНМ 5 50 - 1550 17 насосов
УЭЦНМ 5 50 - 1700 90 насосов
УЭЦНМ 5 50 - 2000 20 насосов
УЭЦНМ 5 20 - 1400 3 насоса
УЭЦНМ 5 20 - 1800 7 насосов
УЭЦНМ 5 125 - 2000 эксплуатируются в основном в скважинах, где
производился ГРП. Глубина спуска в данных скважинах 2300-2500м, дебит от 100 до
165 м3/сутки, динамический уровень составляет от 1300…1950м.
УЭЦНМ 5 80-1800 и УЭЦНМ 5 80-2000 эксплуатируются в основном также в
скважинах, где производился ГРП. Глубина спуска в данных скважинах 2000-2500м,
дебит от 60 до 115 м3/сутки, динамический уровень составляет от 1200…2000м.
УЭЦНМ 5 50 с напором 1300 метров и более эксплуатируются в основном с
дебитами от 30 до 60 м3/сутки, глубина спусков этих насосов 1750…2300 метров.
Обводненность от 3 до 70 %. Динамический уровень составляет от 1350 м до 2000м.
Установки ЭЦНМ 20 с напором 1400 и более завода “Алнас” были использованы
в скважинах с периодическим режимом работы (АПВ).
На 01.01.2001 года фонд УЭЦНМ 5 20-1400 и УЭЦНМ 5 20-1800 выглядит
следующим образом:
в работе 10 УЭЦН
в неработающем фонде 20 УЭЦН.
Средняя наработка по отказавшим УЭЦН составила 49 суток, максимальная 365
суток. Средняя глубина спуска УЭЦН 20-1400 составила 1777 м, УЭЦН 20-1800 -2028
м. Скважины выводились в постоянный режим, режим работы с динамическими
уровнями от 53м до 1660 м, средний динамический уровень 1025 м. Дебиты от 15 до
41 м3/сутки. В периодическом режиме эксплуатировались и эксплуатируются с
АПВ-20 часов, с дебитами от 8 до 18 м3/сутки. Максимальная наработка на сегодня
по работающим УЭЦН 536 суток, средняя 150 суток. В скважины Приразломного
месторождения было спущено низко производительное оборудование. Увеличение
глубины спуска УЭЦН не дает нормальной работы установки, нет эффекта
применительно к периодическому, малодебитному фонду скважин.
5.2.2 Межремонтный период работы скважин,
оборудованных УЭЦН отечественного производства за 1998 - 2000г.
Состояние фонда нефтяных скважин, оборудованных УЭЦН отечественного производства
по Приразломному месторождению.
на 01.01.1999год.
Эксплуатационный фонд 399 скважин
Фонд, дающий продукцию 257 скважин
Простаивающий фонд 44 скважины
Бездействующий фонд 98 скважин
На 01.01.2000г.
Эксплуатационный фонд 235 скважин
Фонд, дающий продукцию 166 скважин
Простаивающий фонд 24 скважины
Бездействующий фонд 45 скважин
На 01.01.2001г.
Эксплуатационный фонд 217 скважин
Фонд, дающий продукцию 161 скважина
Простаивающий фонд 23 скважины
Бездействующий фонд 33 скважины
Межремонтный период работы УЭЦН отечественного производства по годам
выглядит следующим образом.
на 01.01.1999 г
Отработанное время за скользящий год 84251 сутки
Количество отказов за скользящий год 650 отказов
МРП за скользящий год 130 суток
на 01.01.2000 г
Отработанное время за скользящий год 74637 суток
Количество отказов за скользящий год 413 отказов
МРП за скользящий год 181 сутки
на 01.01.2001 г
Отработанное время за скользящий год 56963 суток
Количество отказов за скользящий год 363 отказа
МРП за скользящий год 157 суток
Из вышеизложенного видно, что фонд скважин, дающий продукцию, с каждым
годом уменьшается, но МРП при этом не уменьшается пропорционально, а “скачет”.
Динамика изменения фонда скважин, дающих продукцию, и МРП скважин,
оборудованных УЭЦН отечественного производства, изображены на рис.5.1
.2.3
Причины отказов отечественных УЭЦН
В НГДУ «Правдинскнефть» больше половины (52%) эксплуатационного фонда и
54,7% дающего продукцию фонда скважин с УЭЦН приходится на Приразломное
месторождение.
По НГДУ, включая Приобское месторождение, (левый берег) за 2000 год
произошло 807 отказов УЭЦН отечественного производства, в том числе 363 или 45
% по Приразломному месторождению:
от 30 до 180 суток - 331отказ УЭЦН (91%)
свыше 180 суток - 20 отказов УЭЦН (5,5%)
свыше года - 12 отказов УЭЦН (3,5%)
Таблица 5.1. Причины отказов УЭЦН
(наработка УЭЦН учитывалась до 180 суток)
|
№ скважины
|
Причина отказа
|
наработка
|
|
1000
|
снижение изоляции кабеля
некачественная эксплуатация в периодич. режиме недопуск УЭЦН
|
24 24 71
|
|
1040
|
снижение изоляции ПЭД
негерметичность НКТ
|
10 80
|
|
1047
|
некачественный вывод на
режим снижение изоляции кабеля некачественная эксплуатация в периодич. режиме
|
9 1 41
|
|
1060
|
негерметичность НКТ
снижение изоляции кабеля
|
2 135
|
|
1084
|
снижение изоляции кабеля
некачественная комплектация УЭЦН снижение изоляции ПЭД
|
33 31 23
|
|
1086
|
недоспуск УЭЦН
некачественный вывод на режим механические повреждения кабеля переспуск
|
27 14 4 24
|
|
225
|
снижение изоляции кабеля
снижение изоляции кабеля механические повреждения кабеля
|
14 167 110
|
|
3210
|
снижение изоляции кабеля
снижение изоляции ПЭД
|
7 64
|
|
3271
|
снижение изоляции кабеля
некачественный ремонт ГЗ отложение солей
|
7 153 14
|
|
3272
|
некачественная комплектация
УЭЦН снижение изоляции ПЭД
|
7 3
|
|
3276
|
механические повреждения
кабеля некачественный ремонт ГЗ
|
13 6
|
|
3513
|
недостаточный приток
снижение изоляции ПЭД некачественный подбор снижение изоляции кабеля
отложение солей снижение изоляции кабеля
|
21 49 4 18 32 18
|
|
3517
|
снижение изоляции ПЭД
механические повреждения кабеля снижение изоляции кабеля снижение изоляции
кабеля снижение изоляции ПЭД
|
16 98 19 22 76
|
|
3519
|
снижение изоляции кабеля
снижение изоляции кабеля
|
31 40
|
|
3521
|
некачественный вывод на
режим конструктивный недостаток ЭЦН снижение изоляции кабеля снижение
изоляции кабеля
|
25 10 30 69
|
|
3563
|
недостаточный приток
механические повреждения кабеля снижение изоляции кабеля
|
75 118 60
|
|
3565
|
снижение изоляции ПЭД
повышенное содержание КВЧ брак изготовления кабельной муфты снижение изоляции
кабеля
|
10 5 34 88
|
|
5580
|
недостаточный приток
некачественный вывод на режим снижение изоляции кабеля
|
17 22 16
|
|
5582
|
недостаточный приток
некачественная подготовка скважины снижение изоляции ПЭД
|
4 10 22
|
|
5639
|
некачественный вывод на
режим снижение изоляции кабеля
|
2 45
|
|
5695
|
брак изготовления кабельной
муфты недоспуск УЭЦН
|
62 45
|
|
5761
|
некачественный ремонт ГЗ
снижение изоляции кабеля
|
37 63
|
|
5764
|
некачественный ремонт ГЗ
снижение изоляции ПЭД некачественный ремонт ГЗ
|
79 14 66
|
|
5766
|
недоспуск УЭЦН
недостаточный приток снижение изоляции ПЭД снижение изоляции кабеля
|
7 62 121 1
|
|
5770
|
снижение изоляции кабеля
некачественная эксплуатация в периодич. режиме механические повреждения
кабеля
|
7 112 31
|
|
5771
|
механические повреждения
кабеля брак изготовления кабельной муфты
|
15 33
|
|
5826
|
снижение изоляции ПЭД
конструктивный недостаток ЭЦН отложение солей снижение изоляции кабеля
снижение изоляции кабеля
|
20 23 158 65 73
|
|
5828
|
некачественный ремонт ГЗ
некачественный ремонт ГЗ некачественная эксплуатация в периодич. режиме
отложение солей
|
32 3 140 4
|
|
5831
|
брак изготовления кабельной
муфты недостаточный приток снижение изоляции кабеля
|
9 16 47
|
|
5885
|
некачественный вывод на
режим некачественный вывод на режим
|
5 10
|
|
5886
|
некачественный ремонт ГЗ
снижение изоляции ПЭД
|
33 69
|
|
5888
|
негерметичность НКТ
отложение солей
|
9 152
|
|
5889
|
недостаточный приток
отложение солей
|
71 3
|
|
5891
|
некачественный вывод на
режим большой газовый фактор
|
38 69
|
|
5892
|
некачественная эксплуатация
в периодич. режиме снижение изоляции кабеля
|
43 75
|
|
6447
|
недоспуск УЭЦН повышенное
содержание КВЧ снижение изоляции ПЭД брак изготовления кабельной муфты
превышение кривизны некачественный ремонт ГЗ
|
39 9 99 120 9 50
|
|
645
|
отложение солей снижение
изоляции кабеля снижение изоляции кабеля
|
59 3 1
|
|
6444
|
отложение солей
механические повреждения кабеля механические повреждения кабеля снижение
изоляции кабеля некачественный ремонт ГЗ
|
10 10 29 95 24
|
|
6545
|
отложение солей снижение
изоляции ПЭД снижение изоляции кабаля
|
20 9 169
|
|
6546
|
недостаточный приток
снижение изоляции кабеля снижение изоляции кабеля
|
107 49 151
|
|
6547
|
некачественный ремонт ГЗ
снижение изоляции кабеля брак изготовления кабельной муфты снижение изоляции
ПЭД
|
62 89 100 10
|
|
6548
|
нестабильное
электроснабжение некачественная эксплуатация в периодич. режиме снижение
изоляции кабеля
|
12 79 10
|
|
6549
|
недостаточный приток
повышенное содержание КВЧ некачественный ремонт ГЗ
|
27 127 4
|
|
6551
|
повышенное содержание КВЧ
снижение изоляции кабеля
|
55 15
|
|
657
|
недостаточный приток
механические повреждения кабеля снижение изоляции ПЭД
|
59 11 50
|
|
6642
|
недоспуск УЭЦН
недостаточный приток
|
8 106
|
|
6694
|
снижение изоляции кабеля
ГТМ отложение солей
|
17 86 16
|
|
6695
|
негерметичность НКТ
недостаточный приток снижение изоляции кабеля
|
10 35 110
|
|
685
|
необоснованный подъём
некачественный ремонт ГЗ
|
7 30
|
|
686
|
некачественный вывод на
режим механические примеси
|
11 112
|
|
713
|
снижение изоляции ПЭД отложение
солей повышенное содержание КВЧ
|
148 21 122
|
|
716
|
ГТМ снижение изоляции ПЭД
|
25 98
|
|
717
|
негерметичность НКТ
снижение изоляции кабеля отложение солей некачественный ремонт ГЗ
|
115 37 108 179
|
|
719
|
большой газовый фактор
некачественный ремонт ГЗ механические повреждения кабеля в длине снижение
изоляции кабеля
|
58 13 61 68
|
|
744
|
механические повреждения
кабеля механические повреждения кабеля
|
|
772
|
некачественный ремонт ГЗ
некачественный раствор глушения некачественная эксплуатация в периодич.
режиме отложение солей
|
37 5 67 127
|
|
778
|
недостаточный приток
некачественный ремонт ГЗ снижение изоляции кабеля
|
160 30 131
|
|
8203
|
недостаточный приток
снижение изоляции кабеля механические повреждения кабеля
|
149 1 61
|
|
8204
|
снижение изоляции кабеля
некачественная эксплуатация в периодич. режиме повышенное содержание КВЧ
|
38 41 80
|
|
8210
|
нарушение СПО механические
повреждения кабеля
|
1 67
|
|
827
|
недостаточный приток
отложение солей
|
69 6
|
|
829
|
некачественный ремонт ГЗ
некачественный монтаж УЭЦН конструктивный недостаток УЭЦН механические
повреждения кабеля снижение изоляции кабеля
|
12 3 123 34 25
|
|
830
|
некачественный раствор
глушения некачественная эксплуатация в периодич. режиме
|
50 153
|
|
831
|
некачественная эксплуатация
скважин некачественная эксплуатация в периодич. режиме некачественная
эксплуатация в периодич. режиме повышенное содержание КВЧ механические
примеси
|
9 42 45 155 103
|
|
8355
|
некачественная эксплуатация
в периодич. режиме снижение изоляции ПЭД превышение кривизны
|
46 19 32
|
|
8359
|
отложение солей снижение
изоляции кабеля повышенное содержание КВЧ снижение изоляции кабеля отложение
солей
|
15 1 11 20 60
|
|
836
|
некачественный вывод на
режим некачественная эксплуатация скважин отложение солей
|
20 43 90
|
|
8377
|
негерметичность НКТ брак
изготовления кабельной муфты негерметичность НКТ снижение изоляции кабеля
снижение изоляции ПЭД снижение изоляции кабеля
|
1 9 10 28 15 76
|
|
8381
|
повышенное содержание КВЧ
снижение изоляции кабеля снижение изоляции кабеля брак изготовления кабельной
муфты снижение изоляции кабеля
|
5 7 11 27 28
|
|
858
|
некачественная подготовка
скважины снижение изоляции кабеля отложение солей
|
33 11 84
|
|
860
|
негерметичность НКТ
некачественная эксплуатация в периодич. режиме некачественная эксплуатация в
периодич. режиме снижение изоляции ПЭД повышенное содержание КВЧ
|
7 60 101 42 150
|
|
882
|
некачественная эксплуатация
в периодич. режиме снижение изоляции ПЭД
|
30 5
|
|
884
|
недостаточный приток
конструктивный недостаток ЭЦН механические повреждения кабеля
|
90 27 40
|
|
886
|
негерметичность НКТ
недостаточный приток некачественный вывод на режим некачественный вывод на
режим некачественная эксплуатация скважин
|
1 74 4 5 46
|
|
888
|
некачественный вывод на
режим некачественный вывод на режим отложение солей
|
5 20 97
|
|
889
|
некачественная эксплуатация
скважин некачественное электроснабжение снижение изоляции кабеля
|
141 135 44
|
|
890
|
снижение изоляции кабеля
некачественная эксплуатация в периодич. режиме повышенное содержание КВЧ
|
20 75 172
|
|
915
|
отложение солей повышенное
содержание КВЧ превышение кривизны механические повреждения кабеля
|
48 65 24 62
|
|
939
|
некачественный вывод на
режим некачественная эксплуатация скважин
|
4 88
|
|
941
|
некачественный вывод на
режим некачественный ремонт ГЗ некачественный раствор глушения
|
9 73 4
|
|
943
|
недостаточный приток
снижение изоляции кабеля
|
129 46
|
|
947
|
конструктивный недостаток
ЭЦН механические повреждения кабеля некачественная эксплуатация в периодич.
режиме некачественная эксплуатация в периодич. режиме
|
3 28 22 68
|
|
966
|
некачественный вывод на
режим снижение изоляции кабеля повышенное содержание КВЧ снижение изоляции
кабеля
|
68 33 21 64
|
|
995
|
конструктивный недостаток
ЭЦН снижение изоляции кабеля большой газовый фактор повышенное содержание КВЧ
снижение изоляции ПЭД
|
9 14 26 47 169
|
|
996
|
конструктивный недостаток
ЭЦН некачественный раствор глушения некачественная эксплуатация в периодич.
режиме отложение солей снижение изоляции кабеля механические повреждения
кабеля
|
31 4 33 45 60 25
|
|
997
|
некачественный вывод на
режим некачественный вывод на режим механические повреждения кабеля
некачественная эксплуатация в периодич. режиме повышенное содержание КВЧ
механические повреждения кабеля
|
6 36 14 7 20 4
|
|
6451
|
большой газовый фактор
|
18
|
|
944
|
повышенное содержание КВЧ
снижение изоляции ПЭД
|
59 164
|
|
6450
|
некачественный ремонт ГЗ
повышенное содержание КВЧ
|
27 150
|
|
6453
|
недостаточный приток
снижение изоляции кабеля
|
77 30
|
|
649
|
нарушение СПО отложение
солей
|
15 28
|
|
6492
|
механические повреждения
кабеля отложение солей снижение изоляции ПЭД
|
5 36 137
|
|
6493
|
брак изготовления кабельной
муфты некачественный вывод на режим
|
25 2
|
|
6493
|
некачественная подготовка
скважины снижение изоляции кабеля снижение изоляции кабеля некачественная
эксплуатация в периодич. режиме механические повреждения кабеля
|
10 5 28 48 70
|
|
6494
|
некачественный вывод на
режим отложение солей
|
41 46
|
|
6496 6497
|
некачественный ремонт ПЭД
снижение изоляции кабеля снижение изоляции кабеля снижение изоляции кабеля
механические повреждения кабеля механические повреждения кабеля
некачественный ремонт ГЗ недоспуск УЭЦН повышенное содержание КВЧ снижение
изоляции кабеля снижение изоляции кабеля
|
5 12 15 18 5 38 26 123 58 7
63
|
|
6498
|
снижение изоляции ПЭД
отложение солей
|
68 123
|
|
6499
|
повышенное содержание КВЧ
повышенное содержание КВЧ
|
24 45
|
|
651
|
некачественная эксплуатация
скважин снижение изоляции ПЭД
|
71 38
|
|
654
|
некачественная эксплуатация
скважин некачественная эксплуатация скважин снижение изоляции кабеля
отложение солей повышенное содержание КВЧ механические повреждения кабеля
|
34 92 25 23 3 14
|
|
6541
|
некачественная эксплуатация
в периодич. режиме снижение изоляции кабеля
|
153 7
|
|
6542
|
недоспуск УЭЦН
некачественная эксплуатация в периодич. режиме отложение солей
|
20 44 11
|
|
6543
|
некачественный ремонт ГЗ
снижение изоляции ПЭД снижение изоляции ПЭД повышенное содержание КВЧ
снижение изоляции кабеля
|
13 27 123 137 74
|
Таблица 5.2. В %отношении причины отказов распределились следующим
образом.
|
Причина отказа
|
количество отказов
|
%
|
|
нарушение СПО
негерметичность НКТ недоспуск УЭЦН недостаточный приток некачественный ремонт
ГЗ некачественный ремонт ПЭД некачественный вывод на режим некачественная
комплектация УЭЦН некачественный монтаж УЭЦН некачественная подготовка
скважин некачественная эксплуатация скважин необоснованный подъём
нестабильное электроснабжение брак изготовления кабельной муфты большой
газовый фактор ГТМ некачественный ремонт ГЗ конструктивный недостаток ЭЦН
механические повреждения кабеля механические примеси некачественный раствор
глушения некачественная эксплуатация в периодическом режиме отложение солей
повышенное содержание КВЧ снижение изоляции кабеля превышение кривизны
некачественный ремонт ГЗ снижение изоляции ПЭД
|
2 10 7 18 9 1 23 2 1 3 8 2
2 8 4 2 7 6 25 2 4 20 29 23 70 3 7 29
|
0.64 3.8 2.3 5.7 2.8 0.31
7.32 0.64 0.31 0.95 2.54 0.64 0.64 2.8 1.2 0.64 2.22 1.91 8.7 0.64 1.2 6.59
9.55 7.32 23.3 0.95 2.3 10
|
электроцентробежный погружной насос месторождение
Диаграмма распределения основных причин отказов УЭЦН отечественного
производства за 2000 г приведена на рис.5.2
По НГДУ «ПН” на начало 2001 года 261 скважина (27,2% от эксплуатационного
фонда) вошли в категорию часто ремонтируемых, в том числе 179 скважин или 68,6
% от категории часто ремонтируемых, приходится на Приразломное месторождение,
что составляет 24,1% от эксплуатационного фонда скважин Приразломного
месторождения.
На рисунке 5.3 изображено процентное соотношение применяемых типоразмеров
УЭЦН отечественного производства.
Максимальная наработка составила 586 суток - скважина №1040/118
УЭЦН50-1000 с глубиной спуска 1600 м, выведена в режим с динамическим уровнем
860 м, дебитом 32 м3/сутки, далее в процессе эксплуатации происходил рост и
динамического уровня и дебита уровень- 329-77 м. дебит -45 м3/сутки.
Температура пластовая 120˚ С, Рпл- 222 атм. Нагнетательная скважина
№1016/91 влияющая, в работе. (ГРП -18.05.93 г.) Предыдущая УЭЦН50-1300 была
спущена на 1920 метров, выведена с параметрами: дин. уровень- 610 м, дебит 45
м3/сутки. Через месяц переходит в периодический режим эксплуатации с дебитом-
25 м3/с. Наработка составила 49 суток, отключена по снижению изоляции -
плавление удлинителя кабеля (запуск 24.02.98 г, остановка -23.04.98 г.).
Скважина №1061/91 переведена под закачку 19.10.98 года, через месяц
заморожена т. е во время эксплуатации первой УЭЦН влияние нагнетания не было,
приёмистость 270-280 м3/сутки ( на сегодня ~ 150 м3/сутки).
Скважины с УЭЦН по которым наработки на отказ превышают 300 суток: 713/36
(480 сут.), 770/45 (304 суток), 890/73 (354 сут.), 943/73 (369 сут.), 3271/89
(309 сут.), 5698/32 (391 сут.), 6543/137 (312 сут.), 8207/69 (354 сут.).
Скважина №713/36: наработка 480 суток, УЭЦН5 50-1700 с износостойкими
порошковыми рабочими органами ЗАО "Новомет", режим работы: дебит
54-40 м3/с, динамический уровень 1035-1435 метров, отказ произошёл по прогару
сростка, остальное оборудование в норме. До износостойкого насоса скважина
эксплуатировалась УЭЦН5 50-1300 с обычными чугунными рабочими колесами.
Наработки на отказ (150, 122, 167 и 146 суток). По результатам разборов УЭЦН -
мех. примеси в насосе, износ рабочих органов, выход из строя ПЭД, плавление
удлинителя. Результат пробы на мех. примеси- 352 мг/л. Режим работы скважины с
УЭЦН5 50-1300 постоянный 35-45 м3/сутки, дин. уровень 940-1076 метров.
Конкретно по этой скважине увеличение наработки достигнуто за счёт внедрения
УЭЦН "Новомет".
Скважина 770/45: отработала одна УЭЦН5-50-1300 в периодическом режиме 304
суток, вторая тоже в таком же режиме, только 103 суток. Обе установки были с
ремонта. Дебит 20 м3/сутки, АПВ-4 часа. Далее применение УЭЦН5 20-1400
положительных результатов не дало: 4 установки имеют наработки на отказ 25,
40,91, 52 суток (в среднем 52 суток).
Анализируя работу скважин из часто ремонтируемого фонда, выявилось резкое
снижение дебита по скважинам, на которых в течение небольшого периода времени
делались несколько подземных ремонтов.
Например, на скважине 1114 / 21 в течение трех месяцев делали 4 ремонта,
и дебит снизился с 45 до 22 м3/сут.
На скважине 256 / 104 -3 ремонта за 20 дней. Дебит скважины до отказа
составлял 37 м3 / сут, а после 3 - го ремонта - 18 м3/сут.
На скважине 6125/94 - 4 ремонта за 5 месяцев, Дебит снизился с 43м3/сут
до 17 м3/сут.
.3 УЭЦН “REDA”
На Приразломном месторождении погружные электроцентробежные насосы фирмы
“REDA” начали внедрять в мае 1993 года. В
настоящее время на 01.01.2001г фонд нефтяных скважин, оборудованных УЭЦН “REDA” по Приразломному месторождению
составляет:
эксплуатационный фонд - 235 скважин
действующий фонд - 235 скважин
фонд, дающий продукцию - 233 скважины
простаивающий фонд - 2 скважины
бездействующий фонд - 0 скважин
В процентном отношении это выглядит следующим образом:
неработающий фонд - 0,85%
простаивающий фонд - 0,85%
бездействующий фонд - 0%
На 01.01.2001. года в работе 233 УЭЦН, в том числе
ДН 1750- 2 0,9%
ДН 1300- 3 1,2%
ДН 1000- 13 5,6%
ДН 800- 12 5,2%
ДН 675- 44 18,9%
ДН 610- 15 6,4%
ДН 440- 144 61,8%
% соотношение, применяемых типоразмеров УЭЦН “REDA” изображено на рис.5.4
Глубина спуска насосов составляет от 1700 до 2500 метров. ДН-1750
эксплуатируются с дебитами 155...250 м3/сутки, с динамическими уровнями
1700..2000метров, ДН-1300 эксплуатируются с дебитами 127...220 м3/сутки, с
динамическими уровнями 1750...2000 метров, ДН-1000 эксплуатируются с дебитами
77...150 м3/сутки, с динамическими уровнями 1800...2100 метров,
ДН-800 с дебитами 52...120 м3/сутки, с динамическими уровнями 1850...2110
метров, ДН-675 с дебитами 42...100 м3/сутки, с динамическими уровнями 1900...2150
метров, ДН-610 с дебитами 45...100 м3/сутки, с динамическими уровнями
1900...2100 метров, ДН-440 с дебитами 17...37 м3/сутки, с динамическими
уровнями 1900...2200 метров.
Температура в зоне подвески УЭЦН 90...125 градусов Цельсия. Обводненность
продукции скважин 0...70%.
5.3.1 Межремонтный период работы скважин,
оборудованных УЭЦН “REDA”за 1998 - 2000г.
Состояние фонда нефтяных скважин, оборудованных УЭЦН “REDA”, по Приразломному месторождению.
на 01.01.1999 г.
Эксплуатационный фонд 60 скважин
Фонд, дающий продукцию 60 скважин
Простаивающий фонд 0 скважин
Бездействующий фонд 0 скважин
На 01.01.2000г.
Эксплуатационный фонд 186 скважин
Фонд, дающий продукцию 184 скважины
Простаивающий фонд 1 скважина
Бездействующий фонд 1 скважина
На 01.01.2001г.
Эксплуатационный фонд 235 скважин
Фонд, дающий продукцию 233 скважины
Простаивающий фонд 2 скважины
Бездействующий фонд 0 скважин
Межремонтный период работы УЭЦН “REDA”по годам выглядит следующим образом.
на 01.01.1999 г
Отработанное время за скользящий год 22159 суток
Количество отказов за скользящий год 27 отказов
МРП за скользящий год 821 сутки
на 01.01.2000 г
Отработанное время за скользящий год 44573 суток
Количество отказов за скользящий год 19 отказов
МРП за скользящий год 2346 суток
на 01.01.2001 г
Отработанное время за скользящий год 79741 сутки
Количество отказов за скользящий год 35 отказов
МРП за скользящий год 2278 суток
Из вышеизложенного видно, что фонд скважин, дающий продукцию, с каждым
годом растет, но МРП при этом не растет пропорционально, а в прогрессирующей
последовательности. Количество отказов при этом остается почти на прежнем
уровне.
График зависимости фонда скважин, дающих продукцию, и МРП работы УЭЦН “REDA” изображен на Рис. 5.5.
На 1.01.2001 г. МРП работы УЭЦН, включая и отечественные, составил 343
суток, по УЭЦН "РЭДА" -2278 суток, по отечественным УЭЦН - 157 суток.
Анализируя динамику фонда скважин месторождения заметим, что количество УЭЦН “REDA” постепенно растет (рисунок 5.5.),
хотя МРП этих установок существенно превышает отечественные установки.
5.3.2 Причины отказов УЭЦН “REDA”
Таблица 5.3.
|
Причины ремонта скважин
|
Число отказов по конкретной
причине, % от общего кол-ва
|
Место которое занимает
отказ
|
|
Износ рабочих органов (КВЧ)
|
6
|
6
|
|
Заклинивание отложениями
солей
|
35
|
1
|
|
Снижение сопротивления
изоляции кабеля
|
9,5
|
4
|
|
Снижение сопротивления
изоляции двигателя
|
4,6
|
7
|
|
Механические повреждения
кабеля
|
13,3
|
2
|
|
Отказы по ГТМ
|
4,5
|
8
|
|
Негерметичность НКТ
|
11,5
|
3
|
|
Недостаточный приток
|
9
|
5
|
|
Брак сбивного клапана
|
2,2
|
9
|
|
Заводской брак датчика
|
2,2
|
10
|
|
Некачественный монтаж
|
2,2
|
11
|
Диаграмма распределения основных причин отказов УЭЦН ”REDA” изображена на рис.5.6
Краткий анализ причин отказов УЭЦН ”REDA”.
Первое место по причинам повторных ремонтов УЭЦН ”REDA” занимает заклинивание отложениями
солей, что составляет 35% числа всех ремонтов. Большая чувствительность к
забиванию солями установок обуславливается их конструктивными особенностями.
Очевидно, рабочие колеса имеют меньший зазор и большую центробежную кривизну.
Это, по-видимому, способствует и ускоряет процесс солеотложения.
Мех. повреждение кабеля можно объяснить только браком работы бригад ПРС
при спускоподъемных операциях. Все отказы по этой причине - преждевременные.
Негерметичность НКТ по причине некачественной поставки трубы
заводом-изготовителем.
Снижение сопротивления изоляции кабеля -в сростке кабеля (прогар), там,
где был использован не освинцованный кабель REDALENE.
Снижение притока объясняется понижением пластового давления.
На шестом месте стоят отказы по причине повышенного КВЧ, но это не
говорит о том, что УЭЦН REDA
не боятся мех. примесей. Объясняется это тем, что такие установки ЭЦН
эксплуатируются в скважинах с допустимой концентрацией мех примесей, другими
словами, работают в “тепличных условиях”, т.к. стоимость установок REDA очень высока (превышает
отечественные установки более чем в 5 раз).
Снижение сопротивления изоляции двигателя - эл. пробой обмотки статора
из-за перегрева двигателя или попадания в полость двигателя пластовой жидкости.
Остановки по геолого-техническим мероприятиям ГТМ (перевод в ППД, под ГРП
и т. д.)
Высоконапорные установки, работавшие с низкими динамическими уровнями
обозначили проблему выделения газа практически в условиях пласта, что
отрицательно повлияло на работу УЭЦН (кстати, что подтверждает и эксплуатация
высоконапорных отечественных УЭЦН), поэтому в дальнейшем от спуска
высоконапорных УЭЦН на Приразломном месторождении отказываются. Ведутся работы
в настоящее время по испытанию кожухов обратного потока. О результатах
испытаний говорить еще рано. Технологические службы стали шире использовать
применение штуцеров.
Из выше изложенного видно, что основными причинами отказов УЭЦН
"РЭДА" явились:
1. Заклинивание УЭЦН - при разборе насосов обнаружено наличие
песка, солеотложения на рабочих органах насоса. Содержание мех примесей в
продукции скважин составляла от 12 до 614 мг/л. Средняя глубина спуска УЭЦН в
2000 году составила 2000 метров.(1940-2300м.)
2. Негерметичность НКТ
. Электропробой сростка кабеля с удлинителем
.Снижение сопротивления изоляции ПЭД.
. Отложения парафина в НКТ.
.Геолого-технические мероприятия (ГТМ) - снижение притока жидкости к
скважине, в этих случаях УЭЦН останавливается "живой".
Основная причина повторных ремонтов в 2000 г мех повреждение кабеля при
спуске - брак работы бригад подземного ремонта скважин.
5.3.3 Основные преимущества и недостатки УЭЦН ”REDA”
Основным преимуществом американских установок в сравнении с
отечественными является устойчивость изоляционного покрытия кабеля и ПЭД к
высоким температурам Приразломного месторождения.
·
Кабельная линия
состоит из удлинителя KELTB LP (t
=121º-232ºC) + кабель REDALEAD (t =203º-232ºС).
Удлинитель KELTB LP и кабель REDALEAD имеют свинцовый водонепроницаемый
барьер, препятствующий проникновению газа и химически активных веществ, тем самым,
обеспечивая исключительные эксплуатационные качества при работе в горячих,
загазованных и более агрессивных скважинах.
·
Погружной эл.
двигатель (ПЭД) имеет тепловой диапазон (121º-150ºС), т. е. может работать в условиях,
когда температура пластовой жидкости повышается до 150.°С при скорости движения
1м/сек.
·
Высокий К.П.Д
газосепаратора.
·
Лучшая рабочая
характеристика насоса.
·
Более надежная
гидрозащита.
·
Высокое качество
масла, заливаемого в полость двигателя и протектора.
·
Применение
глубинных датчиков давления и температуры типа PSI или DMT,
которые позволяют определять давление над приемом насоса и температуру
пластовой жидкости на глубине подвески УЭЦН. Датчик установленный на основании
электродвигателя может регистрировать давление от 0 до 340 атмосфер,
температуру от 0до 232 градуса Цельсия.
·
Станции
управления оборудованы специальными контроллерами типа Keltronics К889 или Keltronics К095, предназначенными для защиты и
управления электродвигателями погружных насосов. Экран ”L095 WELCOME” (ЭW)
обеспечивает обслуживающему персоналу информацию о режиме работы.
Основным недостатком УЭЦН американского производства является их высокая
стоимость 67...201 тыс. долл. США, а стоимость ремонта насоса на порядок выше
стоимости российских УЭЦН.
5.4 Анализ работы УЭЦН
.4.1 Анализ работы скважин после ГРП
На рисунке 5.1 изображена динамика изменения МРП скважин на Приразломном
месторождении.
Анализируя снижение МРП работы скважин с УЭЦН в 2000 году, одну из причин падения
связывают со скважинами стимулированными ГРП. Действительно по этому фонду
скважин МРП работы за год упал на 116 суток (224-108 суток), часто
ремонтируемый фонд по скважинам с ГРП составлял 52%, по фонду скважин без ГРП
43%.
В 2000 году введено в эксплуатацию с УЭЦН 32 новые скважины, в т. ч с
гидроразрывом пласта (ГРП) - 31 скважина.
Среднее время вывода на режим по этим скважинам составила 8 суток, (от 2
до 10 суток). Средняя наработка на отказ 66 суток (23 отказа), отработанное
время 1514 суток по 2000 году, межремонтный период работы скважин 143 суток (на
1.01.2001 г. - отработанное время 3289 суток, отказы 2000 года -12 и часть
скважин на начало 2000 г. в работе не учитывались).
Основная причина отказов УЭЦН - это мех. примеси (5 из 14 разобранных),
также по 8 УЭЦН дополнительно по разборам насосов происходит износ рабочих
органов.
По 25 скважинам первые УЭЦН вышли в постоянный режим работы.
На сегодня переведены, на эксплуатацию с УСШН 2 скважины, в ППД- 1
скважина, 1 - в ожидании перевода в ППД.
В работе на 1.01.2001 г. 18 скважин: в постоянном режиме 11 скважин с
дебитами 35 -80 м3/сутки, динамическими уровнями 690 - 1500 метров; 7 скважин в
периодическом режиме с АПВ 4-11 часов, с дебитами 10-22 м3/сутки. Глубина
спуска УЭЦН 1640-2500 метров.
В 2000 году по 5 введённым новым скважинам с УЭЦН без ГРП получено 12
отказов, средняя наработка на отказ составила 35 суток, МРП - 62 суток Время
вывода на режим составила от 3 до 18 суток, среднее время - 12 суток. Все 5
УЭЦН (первые) вышли в периодический режим с АПВ 3-4 часа, с дебитами 4-22
м3/сутки. Причины отказов: недостаточный приток- 5, заклинивание и
некачественная подготовка скважины - 2.
В 2000 году по новым скважинам (с ГРП) приходится 0,72 отказа на
скважину, в 1999 году по новым скважинам (без ГРП) - 2,4 отказа на скважину, т.
е сокращается количество ремонтов в 3,3 раза.
В основной массе после эксплуатации ЭЦН в этих скважинах насосы требуют
капитального ремонта или списываются из-за непригодности к ремонту, также
выходят из строя электродвигатели. Основная причина в неправильной технологии
ГРП, подбора проппанта, отсутствие фильтров.
5.4.2 Влияние отложения солей на работу УЭЦН
Анализ причин отказа УЭЦН ”REDA”
показывает, что основной причиной отказов является отложение солей на рабочих
органах насоса с последующим его заклиниванием рис.5.6. Размеры проходных
сечений в рабочих ступенях насоса УЭЦН ”REDA” (направляющие аппараты и рабочие колеса) на много
меньше, чем у УЭЦН отечественного производства, поэтому забивание их происходит
гораздо быстрее. Анализ проб, взятых с рабочих органов, отказавших ЭЦН
показывает, что появление соли происходит в результате разложения воды,
присутствующей в пластовой жидкости, в результате ее нагрева. Повышение
температуры перекачиваемой пластовой жидкости можно объяснить работой УЭЦН с
низкими динамическими уровнями, а также спуском высоконапорных УЭЦН на большую
глубину. Глубокая откачка приводит к резкому снижению забойного давления. При
снижении забойного давления ниже давления насыщения (на Приразломном
месторождении Рзаб.< 10 мПа), происходит процесс выделения паров (холодное
вскипание жидкости). За счет лучших напорных характеристик насоса
фирмы ”REDA”, откачка жидкости может
производиться до 50 метров над приемной сеткой, а глубокая откачка, как мы
знаем, может привести к чрезмерному нагреву перекачиваемой жидкости. Только
этими факторами объясняется большое количество отказов УЭЦН ”REDA” по причине - солеотложение.
5.4.3 Механические примеси - как основной фактор
выхода из строя УЭЦН
По Приразломному месторождению за 2000 год разобрано на "Днях
качества" 750 УЭЦН, 23% отказов (163 случая ) приходится на отказы по мех
примесям (см. рис.5.2.). Таких отказов с наработкой свыше 30 суток- 110.
Также, где по результатам "Дня качества" установлена иная
причина отказа, результаты разборов насосов показывают износ рабочих органов,
наличие мех. примесей. Поэтому эта проблема остаётся актуальной.
В добываемой жидкости могут содержаться как продукты разрушения пласта:
смолы, соли, парафин, так и механические примеси, принесённые с поверхности при
ремонтах скважины или при технологических операциях
При содержании мех. примесей в откачиваемой жидкости свыше 100 мг/л в
течение короткого времени полностью выходят из строя защитные втулки вала,
текстолитовые шайбы, узел пяты пята, т.е в десятки раз снижается ресурс работы
насоса. При этом происходит вибрация УЭЦН, увеличивается вероятность пропуска
торцевых уплотнений, что приводит к эл. пробою обмотки статора погружного
электродвигателя.
Причиной возникновения переноса частиц (мех. примесей) может быть результат
работ по интенсификации притока жидкости, например гидроразрыв пласта.
Отказы по причине повышенного содержания крупных взвешенных частиц (КВЧ)
характерны для скважин стимулированных ГРП. Основные осложняющие факторы при
эксплуатации этих скважин- заклинивание ЭЦН, снижение притока в течение 1,5-2
месяцев и переход на периодический режим эксплуатации, вынос механических
примесей в продукцию скважин.
По скважинам после ГРП содержание механических примесей в продукции
скважин составляет от 0,0136 до 3,5%, что превышает допустимые пределы для
эксплуатации ЭЦН до 300 раз.
При операциях по гидроразрыву пласта проппант входит в трещины,
создаваемые при соответствующем давлении ГРП в той точке, от которой трещина
начинает развиваться, проппант в жидкости гидроразрыва вносится в трещины,
когда они создаются и расширяются при продолжающейся непрерывной закачке. При
уменьшении давления проппант остаётся в трещинах, сохраняя отделённые
поверхности горных пород в открытом положении и образуются каналы для
возвратного течения пластовой жидкости по направлению к скважине.
Обратное течение проппанта - это вынос заклинивающего агента - песка в
скважину вместе с углеводородной продукцией после гидроразрыва, это может
уменьшить эффективность операций по гидроразрыву, т.к проппант не остаётся в
трещине и может сузить или уменьшить проводимость созданных каналов для течения
потока флюидов. Как сказано выше, это нежелательное явление вызывает
преждевременный износ промыслового оборудования.
Необходимо обратить внимание на технологию ГРП - какой объём закачивается
проппанта, (объем проппанта зависит от степени трещиноватости) пласта, такой же
объём закачивается продавочной жидкости.
По 18 скважинам (67% от рассматриваемых после ГРП) содержание мех
примесей в продукции скважины выше нормы. Средняя наработка на отказ по этим
скважинам 66 суток. Анализ проб по 26 скважинам показывает, что вынос мех
примесей происходит по скважинам с дебитами 30-90 м3/сутки, дин. уровнями
350-1400 метров, с наработками 5- 818 суток, содержание их в продукции 12-2540
мг/л.
Но, по двум скважинам (№№985, 6283) были отобраны по 2 пробы с
промежутком 100 и 82 суток. Режим работы скважин за это время менялся, по
скважине №6283 при снижении дебита на 9м3/сутки (после 57-48 м3/сут.) и росте
динамического уровня на 102 метра содержание мех примесей в продукции скважины
уменьшилось на 60 мг/л. (с 372 на 312 мг/л). Прослеживается зависимость от
дебита скважины.
По скважинам №№743, 188 пробы отбирались тоже дважды, через 4 суток,
режим работы скважин оставался прежним, содержание мехпримесей не изменился
(40-36) и (32-36).
Содержание мех примесей в продукции скважин без ГРП тоже превышает
допустимые пределы для эксплуатации УЭЦН. Возможно, это связано со снижением
пластового давления. При снижении пластового давления происходит сдвиговое
разрушение в породе. Это так же возможно при недостаточной плотности
перфорации. Увеличение плотности перфорации уменьшит перепад давления в
перфорированной зоне, а соответственно произойдет снижение выноса песка.
.4.4 Влияние пластовой температуры на работу УЭЦН
Мы знаем, что 20% отказов УЭЦН так или иначе связаны с надежностью
кабельных линий. Не будем рассматривать случаи выхода из строя кабеля из-за
механических повреждений при спуске. Эти случаи связаны с организацией
производства ремонта скважин. Остановимся на надежности кабеля при работе УЭЦН.
Высокая пластовая температура, теплоотдача насоса, двигателя отрицательно
влияют на долговечность кабельного удлинителя. Поэтому его долговечность
определяется термостойкостью материала изоляции.
Двигатель (10% преждевременных отказов) также должен быть термостойким.
Большинство отказов при выводе на режим УЭЦН происходят по причине перегрева
двигателя. Перегрев двигателя вызван его неэффективным охлаждением (высокая
температура, недостаточный приток пластовой жидкости в скважине). В результате
перегрева, в полости двигателя появляется газ, который образован продуктами
разложения масла. Газ ухудшает свойства масла в двигателе, вызывает отказ
гидрозащиты (порыв диафрагмы)
5.4.5 Анализ отказов, связанных с «полетами»
УЭЦН и методы их предупреждения
При анализе надежности УЭЦН необходимо рассмотреть также отказы,
связанные с падением УЭЦН на забой скважины при работе, так называемые
“полеты”. Этот вид аварий составляет не более 2% ( рис.5.2.) от общего числа
отказов, но устранение их последствий приводит к большим материальным затратам.
Несмотря на достаточно большое количество исследований,связанных с
“полетами”,проведенными в последние 10 лет, эта проблема еще далека от решения.
В настоящее время установлено, что полеты в основном связаны с вибрацией,
вызванной как износом пар трения насоса, так и конструктивными особенностями
УЭЦН.
Технологический отдел совместно со службой технического контроля ООО
“ЮЭПУС” ведут систематическую работу по контролю за качественной комплектацией
оборудования, принимают меры предупреждающие рост отказов по «полету» УЭЦН. Это
стендовые испытания УЭЦН в условиях ремонтной базы ООО “ЮЭПУС”. Чтобы
компенсировать неустойчивость вала во время работы, сохранить его прямолинейность
и тем самым снизить уровень вибрации и боковую нагрузку на износ направляющих
аппаратов и защитных втулок, в настоящее время применяют промежуточные
резинометаллические подшипники, устанавливаемые на валу через каждый метр
ступеней ротора.
Одним из наиболее эффективных методов диагностики перед тем, как
отправить УЭЦН на промысел, является вибродиагностика, которая предполагает
измерение виброакустического сигнала, сопровождающего работу механизма. Все
вращающиеся части механизмов создают механические колебания. Ухудшение
технического состояния механизма (разбалансировка, механический износ,
ослабление крепежных элементов и т.д.) сопровождается увеличением уровня
механических колебаний. Контролируя уровень вибрации машины, можно достаточно
точно определить её техническое состояние. Параметры вибрации измеряют при
помощи специальных датчиков - акселерометров, устанавливаемых непосредственно
на исследуемых узлах механизма.
Эксплуатация нефтяных скважин механизированным способом, в том числе - с
УЭЦН, связана со значительными затратами на ремонт погружного оборудования. Это
объясняется дороговизной погружных насосов, их сравнительно малым сроком
службы, связанным с тяжелыми условиями эксплуатации, а также высокой стоимостью
спускоподъемных операций. Снижение этих затрат возможно при внедрении методов
контроля за техническим состоянием погружного оборудования.
Существует два способа контроля состояния УЭЦН. Первый - это контроль
вибрационных параметров в скважине при помощи датчиков, вмонтированных в корпус
насоса. Второй - снятие вибрационных характеристик при входном и выходном
контроле УЭЦН в ООО “ЮЭПУС” (или ином ремонтном предприятии). Первый метод
имеет цель не допустить полет установки, вызванный резким повышением вибрации.
Второй метод позволяет определить состояние установки, выявить конкретные
неисправности и, следовательно, предотвратить отправку на скважину неисправного
оборудования. Вибродиагностика УЭЦН с малой наработкой позволяет отказаться от
неоправданных ремонтов и сократить производственные расходы.
В рамках программы вибродиагностики в ООО “ЮЭПУС”, технологический отдел
и служба технического контроля проводят следующие виды работ:
·
полный выходной
контроль вибрационных параметров ПЭД с последующей их расшифровкой, отбраковкой
неисправных экземпляров, повторный ремонт и замена неисправных узлов и деталей;
·
выборочный
входной и выходной контроль вибрации УЭЦН стандартной и нестандартной
комплектации;
·
разовые
экспериментальные работы для уточнения критериев неисправностей ПЭД и УЭЦН в сборе;
·
вибродиагностика
УЭЦН с малой наработкой с последующим принятием решения о целесообразности
ремонта;
В ООО “ЮЭПУС”, в качестве средства вибродиагностики используется
портативный виброанализатор американской фирмы "CSI" модели 2115. Виброанализатор оснащен
процессором c программным пакетом "Mastertrend", способным анализировать
поступающий с датчика сигнал. Данный пакет программ позволяет создавать базы
данных, обрабатывать хранимую в базе данных информацию с результатами замеров,
составлять отчеты, предсказывать возможные неисправности диагностируемого
оборудования и т.д. Объем памяти анализатора 832000 байт.
Комплект “CSI ” позволяет
производить замеры вибрации в диапазоне от 2 до 1500 Гц с динамическим
диапазоном 70 dB(А). Обработанная процессором
информация о вибрационных параметрах может выводиться на дисплее анализатора
или компьютера в любой удобной для пользователя форме:
Замеры вибрации проводятся на стенд скважине после прогрева и обкатки
двигателя в течение одного часа. После анализа полученного виброспектра дается
заключение о пригодности ПЭД к комплектации. Расшифровка спектрограммы основана
на сопоставлении уровней вибрации на отдельных частотах с предельно допустимыми
значениями. Таблица, содержащая предельные значения вибрации на определенных
частотах с указанием характерных неисправностей, получена путем статистического
анализа базы данных, накопленной за несколько лет. Определяются следующие
дефекты ремонта ПЭД:
·
засорение фильтра
или маслопроводов,
·
неравномерное
прилегание пяты к подпятнику,
·
изгиб вала ПЭД,
·
изгиб корпуса
ПЭД,
·
износ подшипников
ротора,
·
износ подшипника
головки,
·
износ подпятника,
·
осевой люфт вала,
·
поломка стопорных
колец,
·
поломка шпонок.
Но этих сведений не достаточно для того, чтобы УЭЦН отправлять в
эксплуатацию на промысел. Очень важно снятие характеристик Q-H, Q-N, Q-. Для
этого УЭЦН монтируют на стенд-скважину для проведения приемо-сдаточных
испытаний. В качестве рабочей жидкости применяется индустриальное масло.
Полученные результаты сравниваются с заводскими данными, и делается вывод о
качестве проведенного ремонта установки. Если результат положительный, то
установку обкатывают на масле в течение 3-5 часов, а только потом дается
разрешение о дальнейшем использовании установки. Если полученные результаты
испытаний не входят в рамки допустимых, то по полученным данным определяется
причина неисправности и устраняется.
Установки после ремонта обязательно проходят диагностику на
стенде-скважине и вибродиагностику. Новые установки ЭЦН не все проходят диагностику,
а выборочно. При обнаружении неисправностей, вся поступившая партия
подвергается входному контролю с последующей отбраковкой и возвратом
заводу-изготовителю бракованных частей УЭЦН. Но такое бывает редко при
сегодняшней рыночной экономике и конкурентоспособности заводов по изготовлению
УЭЦН.
Базы данных, составленные в ООО “ЮЭПУС”, на основе замеров за несколько
лет, позволяют достаточно точно определить основные критерии неисправностей ПЭД
и ЭЦН, и организовать полный входной и выходной контроль погружного
оборудования.
5.4.6 Анализ работы УЭЦН в периодическом режиме
С внедрением ТПЧТ задача выбора типоразмера насоса упростилась. При
изменении скорости вращения вала можно приспособить ЭЦН к притоку нефти из
пласта в скважину независимо от количества ступеней в насосе.
На нефтяных промыслах применяют три различные системы генерирования
энергии c помощью переменной частоты; источник
с регулируемым напряжением (VVI),
инверторный источник тока (CSI) и
инверторы с ШИМ (широтно-импульсная модуляция). Все они обладают перечисленными
выше особенностями, но все же НГДУ ”ПН” отдало предпочтение VVI. Этот тип представляет значительное
большинство среди промысловых установок.
И этих трех систем VVI
подвергает электродвигатель наименьшим пиковым напряжениям при данном уровне
мощности, проявляет нечувствительность к максимальной нагрузке (они могут
работать при размыкании и замыкании цепи) и обладает превосходной способностью
выдерживать перегрузки, вызываемые как пусковыми затруднениями, так и
переходными процессами на забое.
5.4.7 Влияние фактора КВЧ на рабочие органы
насосов
Работая в условиях реальной скважины, насос находится под воздействием
многих факторов, влияющих на его работу. Зачастую условия наших скважин сильно
отличаются от указанных в технических условиях по эксплуатации УЭЦН. Как
правило, это повышенное содержание КВЧ, повышенное содержание свободного газа
при низких уровнях, высокая температура перекачиваемой жидкости и недостаточное
охлаждение установки, и еще целый ряд неблагоприятных факторов. Все это ведет к
преждевременному износу и выходу из строя оборудования. Износ деталей насоса
порождает вибрацию (точнее многократно усиливает ее, так как вибрация неизбежно
присутствует при работе установок).
Прежде всего, изнашиваются защитные втулки вала и ступицы направляющих
аппаратов. Эта пара трения работает как радиальный подшипник скольжения. В
зазор между втулкой и ступицей неизбежно попадает пластовая жидкость, играя при
этом роль смазки. При нормальных условиях работы и соответствующем составе
пластовой жидкости данный узел может полноценно работать не один год. Однако в
пластовой жидкости часто содержится песок и иные мех примеси, что является
превосходным абразивным материалом. На данном этапе (пока насос не изношен)
особую опасность представляют мелкие частицы, способные проникнуть в зазор
между втулкой и ступицей направляющего аппарата. Начинается износ. Небольшая
потеря материала ведет к эксцентрическому вращению (биению) вала. Это биение
сильно увеличивает боковую нагрузку на подшипники, что ведет к ускоренному
износу. При смещении вала в сторону от центра, осевая нагрузка на вал
заставляет его продольно изгибаться, что увеличивает боковую нагрузку на
подшипник. Тонкий и длинный вал, испытывая осевое усилие, стремиться принять
волнообразную форму близкую к синусоиде.
Особое влияние на наработку на отказ оказывает осевой износ, который
выражается в износе упорных колец (текстолитовых шайб) и их контактирующих
поверхностей в насосной ступени (бурты направляющих аппаратов). Осевые усилия,
создаваемые плавающим рабочим колесом, воспринимаются упорными кольцами внутри
самой ступени. Подобно радиальным подшипникам упорные поверхности этих осевых
колец смазываются и охлаждаются добываемой жидкостью. Абразивные частицы,
попадая в зону контакта шайбы колеса и бурта направляющего аппарата, истирают
материал упорных колец и сам металл ступени.
Осевую нагрузку, действующую на вал воспринимает узел пяты насоса. И
соответственно происходит износ шайбы пяты и подпятников.
Износ вала насоса выражается, как правило, в образовании на нем глубоких
кольцевых каналов. Причиной появления этих каналов является электрохимическая
коррозия, а наличие механических примесей повышает интенсивность износа рабочих
органов.
В зависимости от условий работы для изготовления ступеней применяют
различные материалы. Обычно рабочие колеса и направляющие аппараты погружных
электронасосов изготовляют путем отливки из специального легированного чугуна с
последующей механической обработкой. Состояние поверхностей и геометрия
проточных каналов рабочего колеса и направляющего аппарата существенно влияют
на характеристику ступени. С увеличением шероховатости значительно снижается
напор и КПД ступени, поэтому при отливке рабочих органов ЭЦН необходимо
добиваться необходимого качества поверхностей проточных каналов. Повысить
износостойкость пары трения (втулка защитная вала - ступица направляющего
аппарата) удалось разработкой и внедрением в производство рабочих органов из
порошковых металлов с различными добавками по технологии фирмы НОВОМЕТ,
качество которых очень высоко. Эти ступени успешно применяются в ООО “ЮЭПУС”
Центробежные насосы являются модернизацией существующих конструкций и
полностью взаимозаменяемы с ними как по гидродинамическим характеристикам, так
и по размерам.
Все детали осевых и радиальных подшипников в насосах выполнены из
современных материалов:
осевые опоры из карбида кремния или силицированного графита или твердого
сплава;
радиальные подшипники из абразивно-стойкого материала «КАРСТ»
Для работы в скважинах с содержанием абразивных частиц свыше 500 мг/л
рекомендуется устанавливать «активные» опоры, представляющие собой ступени
требуемого номинала, у которых ступицы колеса и аппарата выполнены из материала
«КАРСТ»
5.5 Расчет и подбор УЭЦН для скважины 6620 куст
86 Приразломного месторождения
Исходные данные:
.Наружный диаметр эксплуатационной колонны- 146мм.
2.Глубина скважины- 2481м.
3.Дебит жидкости- 44м3/сут.
.Динамический уровень- 960м.
.Пластовое давление - 22,0МПа
.ВНК - 2510м
.Давление насыщения - 11МПа
.Коэффициент продуктивности- 0,6 м3/сут·Мпа.
.Пластовая температура - 980С
.Газовый фактор- 65 м3/м3.
.Количество взвешенных частиц - 729 мг/л
.Плотность добываемой жидкости - 908 кг/м3.
.Буферное давление - 0,16 МПа
14.Альтитуда стола ротора - 36,3м
Выбор диаметра насосных труб.
Для спуска ЭЦН на Приразломном месторождении используются комбинированные
подвески НКТ диаметром 2 и 2,5 дюйма(60 и 73 мм). Подбор диаметра НКТ
осуществляется исходя из пропускной способности и прочностных характеристик
труб. КПД труб зависит от их диаметра и длины, который, как правило, следует
брать не ниже 0,94.
Определяем необходимый напор УЭЦН
Расчетное забойное давление, ниже которого не должно опускаться забойное
давление при отборе жидкости из скважины, находим по формуле:
Рз.р. = Рнас + 0,5 -:- 1,5 МПа, (5.2.)
Рз.р. = 11,0 + 1,0 = 12,0 МПа
Расчетный дебит скважины находим по формуле:
Qж.р.
= (Рпл - Рз.р.)Кпр, (5.3.)
Qж.р.
= (22,0-12,0)0,6·10 = 60 м3/сут.
Расчетный динамический уровень определяем по формуле:
h д.р.
= ВНК+АL - (Рз.р. - Рбуф )/ ж·100 (5.4.)
h д.р.
=2510+36,3 - (12 - 1,6)/0,91·100 = 1401м
Определяем необходимый напор ЭЦН по формуле:
Н = (h д.р. - удл)+П + ((Рбуф+0,2)/ н)·100, где (5.5)
удл - удлинение ствола скважины по инклинограмме
П - потери на трение жидкости в НКТ
н - плотность нефти
Н = (1401 - 60)+0,94+(1,6+0,2)·100/0,755 = 1550 м
Подбор насоса.
Для получения дебита Q=44
м3/сут. и обеспечения напора 1550 м принимаем близкий по характеристикам насос
ЭЦН-50 с напором 1550м и количеством ступеней 304.
С учетом газового фактора насос комплектуем газосепаратором.
Расчет оптимальной глубины спуска насоса в скважину
Выбираем глубину погружения насоса под динамический уровень, которая
зависит от количества свободного газа на этой глубине и определяется
приближенно расчетными способами различного рода, в данном расчете принимаем Dh=500м., т.е насос нужно заглубить в
жидкость не менее чем на 500м, чтобы давление на приеме насоса было не менее 5
МПа. По данным инклинометрии данной скважины определяем интервал для спуска ЭЦН
с минимальным углом набора кривизны. Принимаем глубину спуска насоса hсп = Н+Dh = 2100 м.
Определяем давление на приеме насоса по формуле:
Рпр = ((h сп. - удл)-(h д.р. - удл))· н. /100 + Рбуф , (5.6.)
Рпр = ((2100-103)-(1401- 60))·0,755/100 + 1,6 = 6,6 МПа
Т.к. 6,6 > 5 мПа то глубина спуска насоса нас устраивает.
Выбор кабеля.
Нам подходит по своим характеристикам кабель марки КПБК с площадью
сечения 16 мм2 и размерами 15х37,4 мм.
С учетом пластовой температуры выбираем термостойкий удлинитель из кабеля
марки КППБПТ с аналогичной площадью сечения и диаметром.
Выбор двигателя.
Для УЭЦН-50-1550 поставляются двигателя ПЭД-117 мощностью -19,4 кВт; КПД
-0,45.
5.6 Рекомендации по повышению МРП на
Приразломном месторождении
Влияние каждого узла на надежность всей установки можно определить,
проведя статистический анализ большого числа отказов УЭЦН. Выяснилось, что для
повышения надежности и долговечности УЭЦН нужно:
.НАСОС должен иметь износостойкие рабочие органы. Преждевременный выход
из строя установки в 20% случаев обусловлен износом трущихся деталей насоса
.ДВИГАТЕЛЬ (10 % преждевременных отказов) должен быть термостойким.
Анализ причин отказов при выводе на режим УЭЦН показывает, что большинство
отказов произошли по причине перегрева двигателя. Перегрев двигателя вызван его
неэффективным охлаждением (высокая температура, недостаточный приток пластовой
жидкости в скважине). В результате перегрева, в полости двигателя появляется
газ, который образован продуктами разложения МАСЛА. Газ ухудшает свойства масла
в двигателе, вызывает отказ ГИДРОЗАЩИТЫ.
.Мы знаем, что 20 % отказов УЭЦН так или иначе, связаны с надежностью
КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ. Мы не будем рассматривать случаи выхода из строя кабеля из-за
механических повреждений при спуске. Эти случаи связаны с организацией
производства ремонта скважин. Остановимся на надежности кабеля при работе УЭЦН.
Высокая пластовая температура, теплоотдача насоса, двигателя отрицательно
влияют на долговечность кабельного УДЛИНИТЕЛЯ. Поэтому его долговечность
определяется ТЕРМОСТОЙКОСТЬЮ материала изоляции.
Итак, насос должен быть износостойким, двигатель - термостойким,
диэлектрическое масло должно иметь прогрессивные характеристики.
В многоступенчатых погружных насосах принята конструкция ступени с
“плавающим”, свободно перемещающимся вдоль вала, рабочим колесом, закрепленным
лишь при помощи шпонки для восприятия крутящего момента.
Для работы в скважинах с содержанием абразивных частиц свыше 500 мг/л
рекомендуется устанавливать, так называемые, «активные» опоры, представляющие
из себя ступени требуемого номинала, у которых ступицы колеса и аппарата
выполнены из материала «КАРСТ»
Проанализировав статистику отказов по типам оборудования, ООО «ЮЭПУС»
определили приоритетные направления в формировании парка оборудования для
Приразломного месторождения. Более долговечным и надежным оказался ПЭД-117 в
сравнении с прежней серией ПЭД-103. Эти двигатели имеют прогрессивную
конструкцию узла пяты, принудительную циркуляцию масла, совершенную конструкцию
фильтра, а также больший КПД во всех режимах и более надежную ГИДРОЗАЩИТУ. При
прочих равных условиях, ПЭД-117 имеет лучшее охлаждение корпуса за счет более
высокой скорости потока пластовой жидкости. Кроме того, ПЭД-117, изготовленный
заводом «Алнас», имеет меньше дефектов в сравнении с продукцией ХЭМЗ и КЭМЗ
(ПЭД-103). Это предопределяет более надежную работу узла во всех режимах.
Также был проведен ряд экспериментов с разными марками диэлектрических
масел для погружных двигателей: МАПЭД-8, МТСО СамОйл 4501, синтетическим С-4. В
результате (См. Приложение 3) выявлено преимущество синтетического масла перед
минеральным. Синтетическое масло устойчиво к высоким температурам (до 200 0С),
не адсорбирует воду, имеет стабильные диэлектрические и хорошие смазывающие
свойства. Было принято решение комплектовать для Приразломного месторождения
двигатели, заполненные синтетическим маслом.
Одновременно, с выбором типа электродвигателя, был решен вопрос по выбору
типа ГИДРОЗАЩИТЫ. В условиях ремонтной базы был проведен статистический анализ
ресурса УЭЦН, в состав которых входили разные типы гидрозащиты. Предположение о
преимуществах гидрозащиты типа «Г» было подтверждено. Преимущества: наличие
компенсатора, наличие защитных втулок вала протектора, верхнее расположение
узла пяты, более надежная сальниковая часть (МГ51 - оба торцовых уплотнения
расположены сильфоном в сторону агрессивной среды, П-92ДН - только одно
торцовое уплотнение работает в смазывающей среде). Кроме того, при наличии
компенсатора, двигатель имеет больший объем масла, поэтому его утечки и
смешение с пластовой жидкостью в меньшей степени влияют на ресурс УЭЦН.
Существенным фактором, влияющим на надежность УЭЦН, является температура
пластовой жидкости в зоне подвески. На Приразломном месторождении есть
скважины, где эта температура может достигать 110-1150С. Чтобы снизить
вероятность выхода из строя кабельного УДЛИНИТЕЛЯ, необходимо создать его
ТЕРМОСТОЙКУЮ конструкцию. Выход из строя кабельных удлинителей происходит по
причине плавления полиэтиленовой изоляции жил. Зона распространения плавления
(течи) обусловлена перегревом жидкости в насосе и парообразованием при срыве
подачи. Такая ситуация заставила полностью перейти на изготовление термостойких
удлинителей и кабельных муфт с изоляцией из термостойкого полиэтилена (кабель
КППБПТ (см. табл.4.3.), полиэтилен 206-09КП). Ведутся работы по другим
направлениям - использование термостойких удлинителей Реда, Керайт и др., а
также применение конструкции разборной муфты с металлическим корпусом,
кабельных линий с изоляцией EPDM,
полиэтилен пропилена.
Так, комплексно решая задачу повышения надежности УЭЦН на конкретном
месторождении, можно добиться определенных результатов. Рост МРП скважин
Приразломного месторождения обусловлен внедрением комплекса технических, а
также организационных мероприятий. Надежность УЭЦН была поднята на новый
уровень. Так, за период с октября 1996 года по октябрь 1999 года из 697
установок, спущенных в скважины Приразломного месторождения, 239 штук имели
рабочие органы НОВОМЕТ; 480 штук имели термостойкие удлинители и ПЭД-117; 345
двигателей были заполнены синтетическим маслом REDA (См. Приложение 3). Необходимо отметить роль
организационных мероприятий. Благодаря систематической работе НГДУ ПН, ООО
«ЮЭПУС» по повышению технологической дисциплины производства, включающем в себя
ремонт и эксплуатацию УЭЦН был осуществлен качественный скачок не только в
технике, добывающей нефть, но и технологии эксплуатации и ремонта скважин.
Падение МРП в последние месяцы рассматриваемого периода обусловлено в первую
очередь недостатком финансовых средств, что привело к уменьшению поступления
запасных частей НОВОМЕТ, старению парка погружного оборудования в текущем году.
Главным образом МРП зависит от следующих условий:
·
Правильный подбор
установки ЭЦН к данной скважине
·
Качественная
подготовка скважины к эксплуатации (промывка забоя, шаблонирование колонны)
·
Качественная
подготовка оборудования (кабель, двигатель, насос, газосепаратор)
·
Качественный
спуск установки в скважину
·
Качественный
вывод установки на режим.
5.7 Общие выводы и стратегические вопросы
В результате проделанного анализа работы скважин, оборудованных УЭЦН,
можно сделать вывод, что насосы фирмы “REDA”, зарекомендовали себя с лучшей стороны. Несмотря на
их высокую стоимость, эффективность работы УЭЦН “REDA”, показывает, что дальнейшее применение данных
установок целесообразно. Все затраты связанные с УЭЦН “REDA” окупают себя. МРП УЭЦН “REDA” превосходит МРП УЭЦН отечественного производства
почти в 7 раз. Их внедрение было связано с решением такой проблемы, как высокая
пластовая температура и низкая проницаемость нефтенасыщенного коллектора, не
позволяющая эксплуатировать УЭЦН отечественного производства с низкими дебитами
от 17-37м3/сут. Данная проблема вынуждала эксплуатировать УЭЦН отечественного
производства в периодическом режиме, который также отрицательно сказывался на
работе УЭЦН т.к. расчет ресурса обмоток двигателя ведется не только по
предельным температурам, но и по количеству пусков-принимается 170-200 случаев
пусковых нагрузок на весь срок службы.
Высокая пластовая температура вызывала плавление полиэтиленовой изоляции
в удлинителе и даже в самой длине кабеля. В настоящее время ни один из
отечественных заводов не выпускает кабельные линии подобные кабельным линиям
фирмы. “REDA”, выдерживающими температуру до
230°С.
Анализ состояния эксплуатации скважин и в целом добычи нефти на
Приразломном месторождении показывает, что увеличение межремонтного периода
работы (МРП) механизированного фонда скважин возможно:
·
при решении
проблем связанных со сложными геолого-физическими характеристиками пластов
данного месторождения, которые накладывают определённые ограничения и осложняют
эксплуатацию скважин:
·
при контроле и
соблюдении технологической дисциплины на всех этапах работ с оборудованием.
Актуальными задачами остаются:
. Создание погружных насосных установок (отечественных) работающих в
условиях высоких температур, давлений, с подачей 5-20 м3/сутки с напорами до
1700 м с КПД не ниже 35-40%
. Прекратить использование УЭЦН для освоения скважин из бурения, после
КРС, для этого необходимо применять свабирование, в ходе которого можно
определить дебит потока, отсюда более реальный подбор погружного оборудования.
Также при длительной эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин,
при ПКРС происходит засорение ПЗП и здесь необходимо применение технологий для
очистки ПЗП. (разработка пакеров-отсекателей, ПРС без глушения).
. Большой фонд малодебитных скважин, перевод их на эксплуатацию с УСШН,
планы строительства СК уже в 2000 году
. По скважинам, где производится несколько ремонтов в течение небольшого
периода времени, происходит снижение дебитов. Положительный эффект был получен
от применения буферной жидкости, только для этого необходимы пакера-отсекатели.
Для повышения эффективности эксплуатации скважин, улучшения условий труда
необходимо внедрить вышеперечисленные оборудования и технологии, понятно, что
это дополнительные затраты, но в конечном итоге всё это позволит снизить
себестоимость добычи нефти.
.Соблюдение технологической дисциплины на всех этапах работы с
оборудованием, спец.подготовка персонала позволит уменьшить количество
преждевременных отказов связанных с нарушением технологии и увеличить МРП
работы скважин.
Необходимо отметить положительные моменты в работе технологических служб
ЦДНГ, больше стали приниматься самостоятельные решения. В ежедневной работе
конкретные решения по скважинам принимаются геологом и технологом совместно.
Так при совместной работе по фонду скважин были намечены ряд конкретных
положительных тактических и стратегических мероприятий.
6. Технико-экономическое обоснование замены
отечественных насосных установок установками фирмы “REDA”
Экономический эффект от применения установок фирмы REDA складывается из:
уменьшения количества ремонтов за счет надежности, более широкого
диапазона рабочей зоны, что дает возможность эксплуатировать их в более жестких
условиях;
дополнительной добычи за счет устранения простоев скважин на время
ожидания ремонта.
В таблицах приведен расчет экономической эффективности от проведения
мероприятия НТП: замене отечественных насосных установок установками фирмы “REDA”.
Методика обоснования экономической эффективности замены отечественных
УЭЦН на насосы фирмы “REDA”.
Показателями эффективности являются:
. Поток денежной наличности (ПДН)
2. Чистая текущая стоимость (ЧТС)
3. Срок окупаемости затрат (ТОК)
4. Коэффициент отдачи капитала (КОК)
5. Внутренняя норма рентабельности (ВНР)
6. Чувствительность проекта к риску.
Поток денежной наличности рассчитываем по формуле
ПДН=В+Э-И-К-Н, где (6.1)
В-выручка от реализации
Э - экономия на эл. энергию и на сокращение количества ремонтов
И-текущие затраты
К-капитальные затраты
Н-налоги
Выручка рассчитывается по формуле:
В=Q *Ц, где (6.2)
Q-объем
добычи
Ц-цена предприятия без акциза и НДС.
Исходные данные представлены в таблице 6.1.
В нашем случае В=21000* 2,4 = 50400 тыс. р.(2001год).
Текущие затраты:
И=Зс\с+Ам, где (6.3)
Зс\с - затраты на себестоимость
Ам - амортизационные отчисления.
Текущие затраты приведены в таблице 6.1.
В налогах учитывается налог на имущество и налог на прибыль
Н = Нпр.+Ним. (6.4)
Ним = Сост.*2%, где (6.5)
Сост. - остаточная стоимость имущества, т.е. накопленные кап.
затраты минус накопленная амортизация.
Сост.= SК -SАм. (6.6)
В нашем случае капитальные затраты равны разнице стоимости установок т.е.
К=1176-375=801 тыс. руб.
Для расчета берем десять установок
К=8010 тыс.р.
Накопленная амортизация за первый год равняется:
SАм=1602 тыс.р. т.е.
Сост.=8010-1602=6408 тыс.р.
Ним=6408*0.02=128,16 тыс.р.
Налог на прибыль берется с прибыли облагаемой налогом
Нпр=Пр.
обл*35%, где (6.7)
Пр. обл=Пр.
реал-Зс\с +Э-К-Ним, (6.8)
Пр.
реал=В-Зс\с, (6.9)
Зс\с=И+Ам.=
214,56*21000+1602 =4507,62 тыс.р.
Пр. реал=В-Зс\с = 50400- 4507,62 =45892,38 тыс.р.
Пр. обл.= 45892,38-4507,62+3450+104,16-8010-128,16 =36800,76
Зная прибыль,
облагаемую налогом, получим
Нпр=36800,76*0.35=12418,4тыс.р.
Считаем прирост потока денежной наличности по формуле 6.1
ПДН=50400+3450+104,16-4507,62-8010-128,16-12418,4=28976,2
Поток денежной наличности рассчитываем за весь период реализации
мероприятия.
Рассчитываем накопленный поток денежной наличности:
т
НПДН=SПДНt, где (6.10)
t=1
t-текущий
год
Т-период
реализации предприятия
ПДНt - поток денежной наличности в t году.
Т.к. дополнительная добыча наблюдается за три года, то
НПДН=7785,24тыс.р.
Вычисление дисконтированного потока денежной наличности:
tp-t
Lt=(1+Енп),
где (6.11)
Lt-коэффициент
дисконтирования для t-года
Енп-нормальный коэффициент приведения, равный эффективности отдачи
капитала. В условиях стабильной экономики равен 10%.
tp-рассчетный
год
t-текущий
год
В нашем случае L 2000
= 1; L 2001 = 0,9091; L 2002 = 0,8264
Дисконтированный поток денежной наличности:
ДПДН=ПДНt*Lt, где (6.12)
ПДН-поток t года
ДПДН 2000 =28976,2*1=28976,2 тыс. р.
Накопленный дисконтированный поток представляет собой чистую текущую
стоимость
т
ЧТС=SДПДНt (6.13)
t=1
ЧТС=28976,2+31459,9+28616,6=89052,7 тыс. руб.
Расчет представлен в таблице 6.2. .
На графике изображена динамика НПДН и ЧТС.
Cрок
окупаемости затрат составляет от 3-5 лет.
Коэффициент отдачи капитала
КОК=ЧТСпр\ЧТСинв+1=ЧТСпр/(К1*L1+K2L2+...+KnLn)+1 (6.14)
КОК показывает сколько дохода дает рубль инвестиций, вложенный в проект.
КОК=89052,7/(8010*1)+1=12,1
Для расчета ВНР используем следующую зависимость, когда ЧТС=0,то
т т tp+t
SДПДНt=S[ПДНt*(1+e)]=0 (6.15)=1 t=1
ВНР- это такая норма дисконта е, при которой ЧТС = 0. Мы ее не
рассчитываем, т.к. отсутствуют отрицательные значения.
ЧТС является функцией следующих факторов:
·
объема
нефтеизвлечения,
·
цены на нефть,
·
текущих и
капитальных затрат,
·
налоговой
системы.
Каждый из этих факторов изменяется. Необходимо задать наиболее вероятные
интервалы изменения факторов. Потом рассчитать ЧТС при минимальных и
максимальных значениях каждого фактора. Полученные зависимости изображаем
графически.
Вероятные интервалы изменения факторов:
.Цена на нефть может изменяться в пределах(+20%,-20%)
.Объем дополнительной добычи может изменяться (+10%,-30%)
.Текущие затраты (+10%,-10%)
.Налоги могут изменяться в пределах(+20%,-20%)
. Капитальные затраты (+15%, -5%)
По графику изменения ЧТС, построенному по значениям выше заданных
интервалов видно, что ЧТС находится в зоне близкой к нулевой отметке, т.е.
мероприятие имеет низкую степень риска (график Рис.6.1).
6.1 Выводы
На повышение
эффективности производства воздействуют многообразные факторы, одним из которых
является ускорение научно- технического прогресса, внедрение новых УЭЦН, таких,
как например УЭЦН”REDA”.
При замене
УЭЦН отечественного производства на УЭЦН”REDA”, получаем экономический эффект
за три года в сумме 89052,7 тыс. рублей.
За счет
уменьшения количества ремонтов и уменьшения потребления эл. энергии, снижается
себестоимость нефти.
Срок окупаемости данного мероприятия 3-5лет. Мероприятие очень устойчиво
к изменению всевозможных факторов.
7. ОХРАНА ТРУДА И ЭКОЛОГИЯ
7.1 Характеристика экологического состояния цеха
В настоящее время на Приразломном месторождении два цеха добычи нефти и
газа. Наибольшая часть загрязняющих веществ (по массе), выбрасываемых в
атмосферу, приходится в основном на две площадки дожимных насосных станций, по
которым выбрасывается 81% вредных веществ от общего количества выбросов по
месторождению. По выполняемым расчетам площадки ДНС-1 и ДНС-2 относятся к
третей категории опасности.
Основными источниками загрязнения атмосферного воздуха при строительстве
и эксплуатации нефтяных скважин, является оборудование устья скважин, замерные
установки, котлоагрегаты, двигатели внутреннего сгорания. Основными вредными
веществами, выбрасываемыми в атмосферу, являются углероды, оксид углерода,
оксида серы, оксида азота, сажа.
Основная доля выбросов загрязняющих веществ происходит при сжигании газа
на факелах, предусмотренных технологическим процессом добычи нефти. В виду
отсутствия в цехе добычи установок по компремированию, большая часть попутного
газа сжигается. В цехах № три и пять по этим причинам сжигается до 30% от общих
ресурсов газа. Источники выделения загрязняющих веществ представлены в таблице
7.1.
Обследование старых площадей буровых показывает значительные нарушения и
высокий уровень загрязнения ландшафтов, Имеются нарушения природоохранного
законодательства:
) Превышение нормативов земельных отходов;
) Недостаточный контроль со стороны государственных природоохранных
органов;
) Отсутствие авторского надзора со стороны проектировщиков;
На больших площадях нарушен почвенно-растительный покров. Нарушения на
почвенно-растительный покров на территории цеха были связаны с производством
подготовительных работ: расчисткой трассы от растительности; удалением пней и
валунов; сооружением временных подъездных и вдоль трассовых дорог; срезкой
продольных склонов; подготовкой строительных площадок; строительство складов и
жилых городков,
Основное нарушение почвенно-растительного покрова связано с попаданием на
него нефти и нефтепродуктов.
О влиянии степени загрязнения на биологическую продуктивность
растительного покрова можно судить по следующим экспериментальным данным: при
разливе нефти 12л/м2 фитомасса наземной части растений через 3 года уменьшилась
на 74%, а при 25л/м2 на 90% за год.
Таблица 7.1
Источники выделения загрязняющих веществ
|
Наименование производства,
№ цеха
|
Наименование источника
выделения загрязняющих веществ
|
Наименование выпускаемой
продукции
|
Время работы источника,
часов в сутки
|
Время работы источника,
часов в год
|
Наименование загрязняющего
вещества
|
Количество загрязняющих
веществ, отходящих от источника, т/год
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
|
ЦДНГ № 5
|
Скважины
|
|
24
|
8760
|
СН
|
83.16
|
|
Замерные установки
|
|
24
|
8760
|
СН
|
30.6
|
|
Сепараторы нефти и газа
|
Добыча газа и нефти
|
24
|
8760
|
СН
|
0.289
|
|
Дренажные емкости
|
|
24
|
8760
|
СН
|
0.4
|
|
Насосные Агрегаты
|
|
24
|
8760
|
СН
|
0.438
|
7.2 Расчет экологической опасности цеха
При составлении ситуационной карты, было определено, что по цеху
наблюдаются выбросы вредных веществ. На основании этого проведем расчет
экологической опасности цеха. в зависимости от массы и видового состава
выбрасываемых в атмосферу загрязняющих веществ. Расчет ведется по площадке № 2
(ДНС-1 цех № 5 Приразломного месторождения). Для расчета в табл. 7.2 указан перечень
источников загрязнения воздуха, а так же их валовые выбросы в год.
Таблица 7.2.
Перечень источников загрязнения атмосферного воздуха, входящих в
расчетную площадку №2(ДНС-1)
|
Источник загрязнения
|
Количество источников
|
Валовые выбросы т/год
|
|
|
СО
|
NO
|
сажа
|
Углеводо- роды
|
|
Факельный стояк
|
1
|
1190.8
|
18.68
|
27.66
|
280.38
|
|
Дымовая труба котельной
|
1
|
---
|
---
|
---
|
---
|
|
Технологическое
оборудование ДНС 1)сепараторы 2) насосы 3) дренажные емкости
|
4 1 1
|
--- --- ---
|
--- --- ---
|
--- --- ---
|
0.29 0.438 0.4
|
|
Скважины на кустовых
площадках
|
105
|
---
|
---
|
---
|
29.4
|
|
Замерные емкости на
кустовых площадках
|
26
|
---
|
---
|
---
|
8.05
|
|
Итого
|
|
1190.8
|
18.7
|
27.66
|
318.958
|
Категория опасности (КОП) рассчитывается по формуле:
(7.1)
где:
М-
масса выброса i-го вещества, т/год;
ПДК-среднесуточная
предельно допустимая концентрация i-го вещества, мг/м3;
n- количество
загрязняющих веществ;
Li-
безразмерная константа, позволяющая соотнести степень вредности i-го вещества с вредностью сернистого
газа.
Масса выделяемых вредных веществ и их предельно допустимые концентрации
(ПДК) берутся из табл. 7.3. Li
определяется по табл 7.4.
Таблица 7.3.
Масса
выделяемых вредных веществ
|
Наименование вредных веществ
|
Класс опасности
|
ПДК среднесуточный
|
ПДК макс. разовый
|
Общая масса выбросов
вредных веществ, т/год
|
|
Оксид углерода
|
IV
|
3.0
|
5.0
|
1190.8
|
|
Диоксид азота
|
II
|
0.04
|
0.085
|
18.7
|
|
Углеводороды
|
IV
|
1.5
|
5.0
|
318.958
|
|
Сажа
|
III
|
0.05
|
0.15
|
27.66
|
Прочие загрязняющие вещества в значение КОП не входят, так как их
выделение минимальное, на уровне ПДК.
Таблица 7.4
Значение Li для веществ
различных классов опасности
|
Класс опасности
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
Константа Li
|
1.7
|
1.3
|
1.0
|
0.9
|
Значения
КОП рассчитываются при условии, когда 
. При 
значение КОП не рассчитываются и приравниваются к
нулю. Таким образом, в расчет КОП включаются значения >1, то есть
Значение
104>3851.889>103, таким образом, КОП площадки №2 соответствует III
категории опасности.
Если
анализировать применение отечественных и импортных скважинных насосов и их
работу с точки зрения влияния на окружающую среду, что практически различий
нет.
Вред
окружающей среде от работы этих насосов это выброс углеводородов на устье
работающей скважины. Проведем расчет выброса углеводородов в атмосферу от
работающих скважин по Приразломному месторождению цеха № 5 добычи нефти и газа.
Масса
углеводородов от скважин рассчитываются по формуле:
кг/час
(7.2)
где:
К
- опытный коэффициент, для ЭЦН он равен 325
n-число скважин,
шт.
В
цехе № 5 количество скважин с УЭЦН -105, масса выбросов углеводородов от всех
скважин составит
кг/час
7.3 Обеспечение пожарной
безопасности
Опасность возникновения пожаров на предприятиях нефтяной промышленности
определяется, прежде всего, физико-химическими свойствами нефти, нефтяного и
природного газов.
Степень пожарной опасности зависит так же от особенностей
технологического процесса. Для предприятий нефтяной промышленности характерны
наличие большого объема нефти, нефтепродуктов и других горючих жидкостей, их
паров и горючих газов в технологической аппаратуре, которая нередко размещается
на относительно небольших производственных территориях; применение высоких
давлений в аппаратах, применение высоких рабочих температур и открытого огня с
огнеопасными веществами.
Производственная территория не должна загрязнятся легковоспламеняющимися
и горючими жидкостями, а так же мусором и отходами производства.
Дороги и подъезды к кустам и к каждой скважине, водоемам и средствам
пожаротушения следует поддерживать в надлежащем состоянии. В каждой бригаде
хранятся первичные средства пожаротушения (лопаты, топоры и т.д.), а так же
огнетушители: ОП-5, ОП-10, ОП-50 и ОУ-5.
Фланцевые соединения трубопроводов и фонтанной арматуры, работающие при
высоких давлениях, уплотняются металлическими кольцами.
Большое значение в снижении пожарной опасности процессов добычи нефти
имеют автоматизация и телемеханизация привода скважин, групповых замерных
установок и других объектов.
7.4 Опасность поражения электрическим током
Более 70% электротравм на объектах нефтяной и газовой промышленности
происходит при обслуживании различного электрооборудования и электропроводки.
Организация безопасного обслуживания электроустановок требует четкого
определения границ обслуживания электроустановок персоналом. Работники
неэлектрических профессий, обслуживающих электротехническое оборудование,
проходят соответствующий инструктаж по электробезопастности с последующим
присвоением квалификации.
При добыче нефти механизированным способом используется оборудование,
питающееся электрическим током 380 В, имеют электрический привод. Всё
электрооборудование должно быть заземлено. Должна так же быть защита от молнии.
7.4.1 Расчет заземления электроустановки
Защитное заземление предназначено для защиты рабочего персонала от
случайного прикосновения к токоведущим частям во время выполнения, каких либо
работ.
Сущность заземления состоит в преднамеренном соединении металлических
корпусов электрооборудования с землей при помощи специальных заземлителей,
искусственных и естественных. Защитное заземление обеспечивает снижение
напряжения между корпусом электрооборудования, оказавшимся под напряжением, и
землей в несколько раз. В качестве естественного заземлителя может
использоваться эксплуатационная колонна, а искусственным заземлителями могут
служить вертикально погруженные в землю стальные трубы, уголки, стержни и
прутки. Заземлению подлежит все металлическое оборудование, связанные с
установкой на нем электрооборудования.
При соединение корпуса установки с землей посредством специального
заземляющего устройства, ток замыкания будет стекать в землю не только через
тело человека, прикоснувшегося к корпусу, но и через заземляющее устройство.
Далее приводится расчет защитного заземления электроустановки
Iзм=Iч+Iз , где (7.3.)
Iз -
ток, стекающий в землю с поверхности заземлителя
Iч-
ток, стекающий в землю через тело человека
.Расчетное уравнение удельного сопротивления
rрасч=r*к=50*1,5=75 Ом/м
.Сопротивление одного заземления.
R = (rраст/2pl)*ln(4l/d) = 75/2*3,14*2,5ln4*2,5/0,055 = 24,86 Ом
.Необходимое число одиночных заземлений.
П1 = R0/R3, где
R3 = 4
Ом - допустимое сопротивление
П1 = 24,86/4 = 6 штук.
.Коэффициент использования заземлителей:
h = 0,65
.Уточняется сопротивление соединительной полосы Rп с учетом явления взаимного экранирования между полосой и
вертикальными заземлителями.
Rп1 = Rп/hп = 39,86/0,62 = 64,28 Ом
Rп = (rрасч/L)*Ln(2l2/вt) = (75/2*3,14*0,04)*Ln(2*0,042/0,04*0,7) = 39,86 Ом
.Определяется сопротивление вертикальных заземлителей с учетом
сопротивления соединительной полосы как дополнительного заземлителя.
Rвз = Rз*Rп/Rп-Rз = 4*64,28/64,28 - 4 = 4,27 Ом
.Определяется окончательное количество необходимых вертикальных
заземлений с учетом соединительной полосы
Пз = Rо/Rвз = 24,86/4,27»6 штук
7.4 Характеристика санитарно-гигиенического
состояния цеха
Для характеристики санитарно-гигиенического состояния цеха, был
просмотрен санитарный паспорт, в котором представлена информация о численности,
заболеваемости, травматизме и санитарно-технические условия работы. Эта
информация представлена в табл. 7.5...7.8.
Таблица 7.5.
Количество работающих в цехе № 5 по сменам
|
Наименование смены
|
Проектное количество
работающих
|
Фактическое количество
|
|
|
м
|
ж
|
|
Первая смена
|
49
|
46
|
5
|
|
Вторая смена
|
5
|
8
|
2
|
|
Третья смена
|
---
|
---
|
---
|
|
Всего работающих
|
54
|
54
|
7
|
Таблица 7.6.
Данные по травматизму в цехе
|
Статистические данные
|
Количество
|
|
Среднесписочная численность
работающих
|
61
|
|
Количество производственных
травм, всего из них:
|
5
|
|
1) число пострадавших с
утратой трудоспособности на 4 и более рабочих дней
|
5
|
|
2) с инвалидным исходом
|
---
|
|
3) со смертельным исходом
|
---
|
|
Число человеко- дней
нетрудоспособности одного пострпострадавшего при несчастном случае в днях
|
---
|
|
Материальный ущерб от
травм, связан. с произв.
|
---
|
Из таблицы видно, что в цехе нет травм со смертельным и инвалидным
исходом. Материального ущерба от травм, полученных в процессе работы нет.
Таблица 7.7.
Заболеваемость
по цеху с временной утратой трудоспособности
|
Статистические данные
|
Количество
|
|
Среднесписочная численность
рабочих
|
61
|
|
Заболеваемость на 100
рабочих в календарных днях В том числе:
|
40
|
|
1) простудные заболевания
(грипп, ангина)
|
40
|
|
2) флегмоны, абсцессы,
панариции
|
---
|
|
3) туберкулез органов
дыхания
|
---
|
|
4) воспаление легких
|
---
|
|
5) острые
желудочно-кишечные заболевания
|
---
|
|
Профессиональная
заболеваемость
|
---
|
Анализ таблицы показывает, что в цехе отсутствует заболеваемость,
связанная с рабочим процессом. Все заболевания представляют собой простудные
заболевания. В основном это грипп и ангина.
Таблица 7.8.
Снитарно-техническое состояние цеха № 5 Приразломного месторождения
|
Наименование участка,
измеряемые параметры
|
Результат измерения
|
Нормативные данные
|
|
Операторная Освещенность,
Лк Микроклимат: температура, 0С
|
320 20
|
150 17-23
|
|
влажность , %
|
46
|
не более 75
|
|
Насосный блок Освещенность,
Лк Микроклимат: температура, 0С влажность , %
|
110 20 42
|
100 15-24 не
более 75
|
|
Агрегат №1 Уровни звука, дБ
Вибрации пола при частоте в Гц 16 31.5 63
|
104 88 89 89
|
не более 80 не более 92
не более 92 не более 92
|
|
Агрегат №2 Уровни звука, дБ
Вибрации пола при частоте в Гц 16 31.5 63
|
99 93 93 93
|
не более 80 не более 92
не более 92 не более 92
|
Анализируя таблицу видно, что освещенность и микроклимат операторной и
насосного блока удовлетворяют нормативным данным. А уровни звука агрегата №1 и
вибрации пола возле агрегата №2 превышает нормативные данные.
7.6 Безопасность технологического процесса
при ремонте скважин
При освоении, а также текущем и капитальном ремонтах скважин
соответствующие бригады должны быть обучены и проинструктированы для
безопасного ведения работ на случай открытого нефтегазовыброса в соответствии с
планом мероприятий по ликвидации нефтегазовыброса, который должен быть
разработан для каждой бригады.
.Запрещается начинать ремонтные работы при отсутствии двусторонней радио
связи с базами ремонтных цехов, а так же без наличия первичных средств
пожаротушения.
.Рабочая площадка у устья скважины должна быть размером не менее 3х4
метра и выполнена из досок толщиной не менее50 мм, без выступов и пробоин и
надежно закреплена.
.Мостки должны быть шириной не менее одного метра. Стеллажи должны иметь
размеры, обеспечивающие возможность укладки труб, необходимых для данной
скважины. Длина мостков и стеллажей должна обеспечивать свободную укладку труб
без свисания их концов. В случае возвышения мостков над уровнем земли более чем
на 0.5 м, с них должны быть устроены сходни. Для предотвращения раскатывания
труб стеллажи должны оборудоваться предохранительными стойками. Толщина досок
настила площадки и мостков должна быть не менее 50 мм.
.Подходы, пути для обслуживания или подтаскивания материалов к скважине
должны быть свободными и незалиты водой или нефтью. Загромождать их трубами,
штангами, частями оборудования и другими предметами запрещается.
.Культбудка бригады должна устанавливаться на расстоянии не менее 30
метров, от устья скважины.
.Применяемые в работе подъемные оборудования и инструменты должны быть
исправными, достаточной грузоподъемности, быть в полном комплекте и
соответствовать характеру проводимых работ.
.Кранблок мачты должен соответствовать максимальным нагрузкам при ремонте
на скважине. Рамки талевых блоков и кранблоков должны иметь предохранительные
кожуха для предотвращения соскакивания талевого каната.
.Подъемный крюк должен свободно вращаться при свинчивании и развинчивании
труб и иметь соответствующий аммортизатор, исправную пружинную защелку,
предотвращающую выпадание штропов.
.Подъемные штропа должны свободно входить в проушины элеватора, где они
фиксируются от выпадания специальными штырями.
.Трубные и штанговые элеваторы должны применятся в соответствии с
диаметром труб и штанг, иметь соответствующую грузоподъемность, исправные
затворы и приспособления против самопроизвольного открывания замка.
.При подъеме труб с мостков и при подаче их на мостки элеватор должен
быть повернут замком вверх.
.В целях пожаробезопасности для работы у скважины необходимо применять
обмедненый инструмент, предотвращающий искрообразование.
.Запрещается без индикатора веса поднимать или спускать НКТ в скважину, а
так же вести ремонтные работы, связанные с расхаживанием и натяжкой труб,
независимо от глубины скважины.
.Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования погружных, центробежных
и винтовых электронасосов, осмотр, ремонт наладку его должен производить
электротехнический персонал.
.Погружной электронасос на устье скважины следует собирать с помощью
специальных хомутов. Запрещается установка хомутов на гладкий корпус, не
имеющий упоров.
.Кабельный ролик должен подвешиваться с помощью цепи или специальной
канатной подвески на кронштейне, прикрепленном к ноге мачты хомутом.
Запрещается подвешивать ролик на пеньковой веревке или канатной петле.
Кабель, пропущенный через ролик, при СПО на должен задевать элементы вышки,
мачты, треноги.
.К ноге вышки или мачты должен быть прикреплен металлический крючок для
отвода и удержания кабеля при свинчивании и развинчивании насосно-компрессорных
труб.
. Скорость спуска в скважину погружного, центробежного или винтового
электронасоса не должен превышать 0.25 м/сек.
.Кабель должен крепиться к колонне труб поясами, устанавливаемыми над и
под муфтой каждой трубы. Пояса не должны иметь острых кромок.
.При силе ветра 11 м/сек и более, во время ливня, сильного снегопада и
тумана с видимостью менее 50 м производство спуско-подъемных операций
запрещается.
.За невыполнение требований по технике безопасности рабочие несут
ответственность в установленном законом порядке.
.7 Чрезвычайные ситуации
.7.1 Список чрезвычайных ситуаций для
проектируемого производства
Для Тюменской области характерны следующие чрезвычайные ситуации (ЧС):
Природного характера
1 паводковые наводнения;
2 лесные и торфяные пожары;
3 ураганы;
4 сильные морозы (ниже -40°С);
5 метели и снежные заносы.
Техногенного характера
6 пожары;
7 взрывы;
8 разливы сильнодействующих ядовитых
веществ (СДЯВ);
9 отключение электроэнергии и др.
По статическим материалам или путём экспертных оценок определяются
наиболее вероятные ЧС на объекте, прогнозируется их последствия и
разрабатываются мероприятия по их предотвращению.
Одним из примеров ЧС могут быть взрывы газовых баллонов или взрывоопасных
смесей при проведении работ в газоопасной зоне.
7.7.2 Определение вероятных параметров ударной
волны при взрыве газовоздушной или паровоздушной смеси
При аварии в резервуарном парке количество газа, пара (Qт) берётся 30% от объёма наибольшего
резервуара с бензином, 20% - с нефтью. При аварии на трубопроводе - до 20%
вытекшей нефти и 50% вышедшего газа. При аварии на автотранспорте 4т бензина,
3т пропана. При аварии на железной дороге - 10т бензина, 7т нефти, 15т пропана,
величина дрейфа газовоздушного облака принимается 300м в сторону предприятия.
При взрыве паро- и газовоздушной смеси выделяют зону детонационной волны
с радиусом R1, где происходит полное разрушение
и, на границе которой давление составляет 900 кПа, и зону ударной волны, в
которой происходят те или иные разрушения. Определяются также: радиус зоны
смертельного поражения людей Rспл;
радиус безопасного удаления Rбу,
где избыточное давление падает до 5 кПа и радиус предельно допустимой
взрывобезопасной концентрации пара, газа (Rпдвк). (рис.7.1.)
Рис.7.1.
Взрыв паро- и газовоздушной смеси.
1
радиус
безопасного удаления Rбу.
2
Зона смертельного
поражения людей, радиусом Rспл.
3
Зона ударной
волны, в которой r2 и r3 -
расстояния от центра взрыва до элемента предприятия.
4
Зона
детонационной волны радиусом R1.
Избыточное давление в зоне детонационной волны ΔРф1=900кПа.
Радиус зоны детонационной волны R1 (м) определяется по формуле:
R1=18,5´Q1/3, (7.2)
Где Q- количество газа, пара, т.
Давление во
фронте ударной волны ΔРф2 на расстоянии ρi до объекта, находящегося в зоне
ударной волны определяется по таблице 7.2.
Таблица 7.2.
Давление во фронте ударной волны.
|
ΔРф1
|
Значение ΔРф1 на расстояниях от центра взрыва в долях от (ρi /R1)
|
|
КПа
|
1
|
1,05
|
1,1
|
1,2
|
1,4
|
1,6
|
2
|
3
|
4
|
8
|
10
|
15
|
20
|
30
|
|
900
|
900
|
486
|
279
|
207
|
162
|
99
|
86
|
45
|
26
|
9
|
7
|
4,5
|
2,7
|
1,8
|
Определив давление, оказываемое взрывом на каждый объект, по таблице 7.3
определяют степени разрушения элементов этого объекта.
Радиус зоны смертельного поражения людей Rспл определяется по формуле:
Rспл=30Q1/3, (7.3)
Определим разрушения при взрыве газа в количестве 5т, выделившегося из
газопровода.
По формуле 7.2 определяем радиус детонации ударной волны:
R1=18,5´51/3=31.63м;
По таблице 7.2 определяем давление во фронте ударной волны до объектов,
находящихся на кусте. Расстояния от эпицентра взрыва до объектов и дкавление во
фронте ударной волны приведены в таблице 7.4.
Таблица 7.3
Вероятные разрушения зданий, сооружений, коммуникаций и оборудования в
зависимости от избыточного давления ΔРф,кПа).
|
Наименование элементов
предприятия
|
Степень разрушения при
избыточном давлении, ΔРф,кПа
|
|
сильное
|
среднее
|
слабое
|
|
Здания
|
|
1. Промышленное с
металлическим или железобетонным каркасом.
|
102-68
|
68-34
|
34-17
|
|
2.Многоэтажное
административное здание с металлическим или железобетонным каркасом.
|
85-68
|
68-51
|
51-34
|
|
Оборудование
|
|
3.Контрольно-измерительная
аппаратура.
|
-
|
34-17
|
17-8
|
|
Линии электропередач
|
|
4.Воздушные линии высокого
напряжения.
|
204-140
|
119-85
|
68-34
|
|
Резервуары
|
|
5.Наземные для ГСМ.
|
68-51
|
51-34
|
34-26
|
|
Сооружения
|
|
6.Здания трансформаторных
подстанций из кирпича или блоков.
|
102-68
|
68-34
|
34-17
|
|
Транспорт
|
|
7.Грузовые автомобили.
|
119-94
|
94-51
|
51-34
|
|
8.Автобусы.
|
94-77
|
77-34
|
34-26
|
Таблица 7.4
Расстояния от эпицентра взрыва до объектов (м) и давление во фронте
ударной волны.
|
Наименование элементов предприятия
|
Расстояние
|
ΔРф,кПа
|
|
1. Промышленное здание с
металлическим или железобетонным каркасом.
|
300
|
7
|
|
2.Многоэтажное
административное здание с металлическим или железобетонным каркасом.
|
1000
|
1,8
|
|
3.Контрольно-измерительная
аппаратура.
|
100
|
45
|
|
4.Воздушные линии высокого
напряжения.
|
30
|
900
|
|
5.Наземный резервуар для
ГСМ.
|
80
|
45
|
|
6.Здания трансформаторных
подстанций из кирпича или блоков.
|
200
|
9
|
|
7.Грузовые автомобили.
|
450
|
4,5
|
|
8.Автобусы.
|
1100
|
1,8
|
Определим степень разрушения элементов каждого объекта по давлению,
оказываемому взрывом по таблице 7.3. Полученные результаты приведены в таблице
7.5.
Радиус зоны смертельного поражения людей:
Rспл=30´51/3=51,3м.
Таблица 7.5
Степень разрушения объектов при взрыве газа на кусте при капитальном
ремонте скважины.
|
Наименование элементов
предприятия
|
Степень разрушения при
избыточном давлении, ΔРф,кПа
|
|
1. Промышленное здание с
металлическим или железобетонным каркасом.
|
Слабое
|
|
2.Многоэтажное
административное здание с металлическим или железобетонным каркасом.
|
Слабое
|
|
3.Контрольно-измерительная
аппаратура.
|
Среднее
|
|
4.Воздушные линии высокого
напряжения.
|
Сильное
|
|
5.Наземный резервуар для
ГСМ.
|
Среднее
|
|
6.Здания трансформаторных
подстанций из кирпича или блоков.
|
Слабое
|
|
7.Грузовые автомобили.
|
Слабое
|
|
8.Автобусы.
|
Слабое
|