Нет, просто интерессно по каким причинам происходит отказ установки.
Вообще погружные центробежные насосы чаще всего выходят из строя оттого, что в электродвигатель попадает вода. На низких горизонтах водоносные пласты часто имеют высокое содержание солей. Соль разъедает и окисляет контакты.
Но это так, общие сведения. По вопросам скважин у нас главный специалист - Николай, но он появится в форуме, я так думаю, не раньше понедельника.
Кто знает о проблеме нефтянников, связанной с подъёмом пластовой жидкости из скважины? (например, случаи отказов УЭЦН по каким-либо причинам).
у УЭЦН существуют ограничения по условиям скважин, например, высокий газовый фактор, большая вязкость, высокое содержание механических примесей.
В случае выхода из строя УЭЦН необходимо проведение ремонта. Как правило этим занимаются специализированные бригады ПРС (Подземного ремонта скважин).
В классификации ремонтов скважин существует целый раздел ТР5. Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН. в этот раздел включаются:
ТР5-1 Ревизия и смена насоса
ТР5-2 Смена электродвигателя
ТР5-3 Устранение повреждения кабеля
ТР5-4 Ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ
ТР5-5 Очистка и пропарка НКТ
ТР5-6 Ревизия, смена устьевого оборудования
Думаю, что из этого перечня понятно какие бывают сложности со скважинами, оборудованными УЭЦН.
Это понятно.
Хотелось бы узнать пожелания нефтянников по поводу улучшения работы УЭЦН.
.... если честно, то я не большой специалист в данной области. Не на этом специализируюсь.
Вообще есть еще Скважинные системы контроля технологических параметров УЭЦН
Для технологического контроля за работой фонда скважин, эксплуатируемого с помощью установок электроцентробежных (УЭЦН) или электровинтовых (УЭВН) насосов, создана группа электронных устройств, обобщённо именуемых «системы контроля скважинные». При всём разнообразии технических решений эти системы представляют собой комплекс, содержащий многоканальный скважинный преобразователь, устанавливаемый непосредственно на электропогружном агрегате, и наземный прибор, монтируемый в станцию управления (СУ) УЭЦН (УЭВН). Каналом связи между двумя частями комплекса служит, как правило, кабель-токоподвод погружного электродвигателя (ПЭД). В последние годы спрос на такие системы постоянно растёт в связи с увеличением удельного веса значительно выработанных и трудноизвлекаемых запасов, добыча которых неизбежно сопряжена с различными технологическими осложнениями и необходимостью проведения геолого-технических мероприятий с пластом. Эти системы, являясь, образно говоря, глазами промысловых технологов, позволяют быстро распознавать возникающие осложнения и вносить оперативные коррективы в технологию разработки месторождений, а также обеспечить надёжную работу погружного насосного электрооборудования и повысить эффективность его использования.
Примером подобных систем являются разработанные в институте БелНИПИнефть термоманометрическая система (ТМС) «СКАД-2И» и пришедшая ей на смену система контроля скважинная (СКС) «СКАД-2002». Первая из вышеупомянутых систем серийно выпускалась Альметьевским заводом «Радиоприбор» с 1996 по 2000 год и ее образцы до сих пор успешно работают на нефтепромыслах Беларуси и Республики Коми. Вторая система, разработка которой завершена коллективом института в прошлом году, в настоящее время находится на этапе внедрения опытной партии для проведения всесторонних эксплуатационных испытаний в различных нефтедобывающих регионах и оценки эксплуатационной надёжности системы.
Разработанная на основе фундаментального анализа опыта эксплуатации своей предшественницы, СКС «СКАД-2002» построена по принципу: базовое функционально-конструктивное ядро, обеспечивающее контроль трёх основных параметров:
давления на приёме УЭЦН (УЭВН);
температуры статорных обмоток ПЭД;
температуры откачиваемой пластовой жидкости, а также быстрого наращивания функциональных возможностей по специальным требованиям заказчика путём установки в преобразователь скважинный многоканальный (ПСМ) дополнительных модулей. В настоящее время разработаны опытные образцы дополнительных модулей, позволяющих вести контроль:
пиковых значений виброускорения погружного электроагрегата;
частоты вращения вала ПЭД;
зенитного угла (угла отклонения от вертикали) оси погружного электроагрегата.
Информационный сигнал скважинного преобразователя по кабелю-токоподводу ПЭД поступает в прибор наземный (ПН), содержащий блок питания (БП), осуществляющий электропитание всех блоков системы, и устройство приёма (УП).
Устройство приёма в базовом (простейшем) варианте осуществляет приём и детектирование информационного сигнала ПСМ, а также передачу текущих значений контролируемых параметров контроллеру станции управления.
При установке дополнительного платного модуля УП получает следующие функциональные возможности:
самостоятельно проводить анализ получаемой информации по введённым алгоритмам анализа и, в случае необходимости, формировать сигнал на отключение УЭЦН (УЭВН);
заносить во внутреннюю память значения контролируемых параметров по различным выбираемым алгоритмам записи для их последующего считывания и анализа на их основе режимов работы УЭЦН (УЭВН);
программироваться и тестироваться с любого наладонного (карманного) компьютера, оснащённого соответствующим программным обеспечением;
включаться в систему сбора данных как самостоятельное периферийное устройство.
В случае отсутствия на нефтепромысле системы сбора данных считывание содержимого внутренней памяти УП производится при помощи стандартной флеш-карты с последующим переносом полученной информации в компьютер диспетчера (технолога) цеха добычи нефти и газа.
Эволюция возможностей, а, следовательно, и задач, решаемых системой, наглядно иллюстрируется опытом эксплуатации ТМС «СКАД-2И». Первоначально ТМС «СКАД-2И» проектировалась для выполнения двух основных функций:
1. Защитной функции, предназначенной для:
предотвращения срывов подачи насоса путём отключения УЭЦН при достижении заданного минимально допустимого давления на приёме Рmin;
предотвращения перегревов ПЭД путем отключения УЭЦН для охлаждения при достижении заданной максимально допустимой температуры ПЭД Тmax.
2. Информационно-измерительной функции, предназначенной для снятия кривых восстановления давления после остановки УЭЦН, что позволяло после обработки полученных данных по разработанной программе судить о величине динамического и статического уровня, СКИН-эффекте, коэффициенте продуктивности скважины, гидропроводности пласта и многих других параметрах.
Однако в процессе дальнейшего развития ТМС «СКАД-2И» после разработки устройства съёма информации и программ USISKAD и WellView система приобрела дополнительные функциональные возможности.
3. Технологической, позволяющей осуществлять непрерывный контроль за работой системы пласт-скважина-насос с оперативным анализом возникающих осложнений. Использование получаемых в процессе такого контроля данных дает возможность проводить уточняющий подбор УЭЦН для последующих спусков.
4. Фискальной, позволяющей выявлять причины и длительности простоев УЭЦН, определять время появления на скважинах обслуживающего персонала и вести контроль за его действиями, а также осуществлять контроль за регламентом проводимых технологических обработок.
В процессе внедрения был получен богатый информационный материал, который позволил:
провести глубокий анализ работы погружного насосного агрегата в скважине;
выявить причины неоптимальной работы УЭЦН и выработать рекомендации по её оптимизации;
оценить эффективность геолого-технических мероприятий (ГТМ), проводимых на основе выработанных рекомендаций, и скорректировать их в случае недостаточной эффективности или высоких капитальных затрат;
контролировать регламент выполнения ГТМ обслуживающим персоналом.
Проведённый анализ работы и подъёмов ЭПУ показал, что первопричиной большинства (около двух третей) отказов оборудования является засорение УЭЦН. Такое засорение бывает самым разнообразным, от локального в виде забивания приёмной сетки и нижних ступеней насоса природным, бытовым или техногенным мусором, попавшим в скважину, или засорения верхних ступеней насоса и узла обратного клапана песком и окалиной с внутренней поверхности НКТ, до обширного, происходящего при засолении или парафинировании большого участка лифта, зачастую включающего в себя насос и значительную часть эксплуатационной колонны.
Чётким признаком начала засорения в установившемся режиме эксплуатации является рост динамической температуры ПЭД. Если он не сопровождается ростом динамического давления, то это свидетельствует о неизменности дебита, но увеличении момента на валу ПЭД для компенсации увеличившихся потерь на трение в ЭЦН или снизившегося проходного сечения лифта. Если вместе с ростом динамической температуры ПЭД начинается рост динамического давления на приеме ЭЦН, то налицо снижение дебита УЭЦН, повлекшее за собой уменьшение интенсивности потока охлаждающей ЭПУ откачиваемой жидкости.
По мере накопления загрязнения начинается интенсивный износ рабочих органов ЭЦН, который усугубляет возникшую ситуацию. Если не предпринять своевременных мер по определению типа и предотвращению возникшего засорения, то ситуация, как правило, разрешается либо деформацией пластмассовых деталей и полным заклиниванием ЭЦН, либо перегревом из-за больших токовых нагрузок и работой в зоне максимальных температур, оплавлением и пробоем плоского удлинителя кабельной линии.
Таким образом, анализ показаний системы в сочетании с необходимыми замерами дебита позволяет быстро выявить возникающее осложнение и в дальнейшем контролировать ход его ликвидации.
Ниже приведены примеры, иллюстрирующие работу УЭЦН.
1. Скважина 126 Мармовичского месторождения, эксплуатировавшаяся ЭЦН М5-50-1700 с газосепаратором. Глубина подвески – 1835 м. Пластовый флюид отличается отсутствием воды и высоким газосодержанием. На предыдущем спуске такой же установки (без системы) УЭЦН отработала 16 суток и была поднята по причине перегрева и снижения изоляции плоского удлинителя.
На первом этапе вывода на режим устойчивой эксплуатации установка функционировала в периодическом режиме по давлению на приёме насоса. По мере отбора жидкости глушения (35 м3 с плотностью 1,1 т/м3) установка стала отключаться защитой от срыва подачи (ЗСП) при всё более высоких значениях давления на приёме ЭЦН (от 3,6 МПа до 4,7 МПа). Было принято решение определить возможность работы спущенного насосного агрегата в непрерывном режиме.
Для этого была загрублена защита от срыва подачи и снижена величина Рmin = 1,5 МПа. Автоматический контроль за выводом на режим позволил вывести УЭЦН на непрерывный режим эксплуатации с Рпр=2,5-2,9 МПа и дебитом по жидкости Qж=40 м3/сут.
Однако полный отбор жидкости глушения и рост газосодержания на приёме ЭЦН привёл к падению дебита и росту динамического давления в основном за счет увеличения давления газа в затрубном пространстве. Проведение технологической промывки пресной водой позволило увеличить плотность откачиваемого флюида и добиться временно-устойчивой работы УЭЦН с динамическим давлением на приёме Рпр =3,4 МПа. После отбора очередной порции промывочной воды ситуация повторялась и оперативно снималась лишь следующей технологической промывкой.
Проанализировав ситуацию, было решено увеличить глубину подвески ЭЦН при следующем спуске. Спуск следующей установки на 2300 м позволил обеспечить устойчивую работу насоса 2ВННП5-50-220 с динамическим давлением на приеме Рпр = 4,2 МПа и доливом воды в скважину по мере необходимости (один раз в 2-3 недели)
2. Скважина 256 Осташковичского месторождения, эксплуатировавшаяся ЭЦН М5-50-1700. Глубина подвески – 1230 м. Пластовый флюид содержит 23 % высокоминерализированной воды (плотность 1,22 т/м3). Учитывая наличие в пластовой жидкости солей и парафина, был установлен регламент технологических обработок как холодной, так и горячей водой с периодичностью 6 суток. УЭЦН устойчиво работал в непрерывном режиме с дебитом по жидкости Qж = 51 м3/сут. Эпизодически возникающие засорения приводили к отключениям УЭЦН по температуре и оперативно ликвидировались очередной технологической промывкой (рис. 3).
Через 381 сутки работы УЭЦН, ввиду снижения сопротивления изоляции ниже порогового значения (30 кОм), были отключены устройство контроля изоляции и система СКАД. Через 398 суток работы произошло расплавление и пробой плоского удлинителя.
Это понятно.
Хотелось бы узнать пожелания нефтянников по поводу улучшения работы УЭЦН.
.... если честно, то я не большой специалист в данной области. Не на этом специализируюсь.
Вообще есть еще Скважинные системы контроля технологических параметров УЭЦН
Для технологического контроля за работой фонда скважин, эксплуатируемого с помощью установок электроцентробежных (УЭЦН) или электровинтовых (УЭВН) насосов, создана группа электронных устройств, обобщённо именуемых «системы контроля скважинные». При всём разнообразии технических решений эти системы представляют собой комплекс, содержащий многоканальный скважинный преобразователь, устанавливаемый непосредственно на электропогружном агрегате, и наземный прибор, монтируемый в станцию управления (СУ) УЭЦН (УЭВН). Каналом связи между двумя частями комплекса служит, как правило, кабель-токоподвод погружного электродвигателя (ПЭД). В последние годы спрос на такие системы постоянно растёт в связи с увеличением удельного веса значительно выработанных и трудноизвлекаемых запасов, добыча которых неизбежно сопряжена с различными технологическими осложнениями и необходимостью проведения геолого-технических мероприятий с пластом. Эти системы, являясь, образно говоря, глазами промысловых технологов, позволяют быстро распознавать возникающие осложнения и вносить оперативные коррективы в технологию разработки месторождений, а также обеспечить надёжную работу погружного насосного электрооборудования и повысить эффективность его использования.
Примером подобных систем являются разработанные в институте БелНИПИнефть термоманометрическая система (ТМС) «СКАД-2И» и пришедшая ей на смену система контроля скважинная (СКС) «СКАД-2002». Первая из вышеупомянутых систем серийно выпускалась Альметьевским заводом «Радиоприбор» с 1996 по 2000 год и ее образцы до сих пор успешно работают на нефтепромыслах Беларуси и Республики Коми. Вторая система, разработка которой завершена коллективом института в прошлом году, в настоящее время находится на этапе внедрения опытной партии для проведения всесторонних эксплуатационных испытаний в различных нефтедобывающих регионах и оценки эксплуатационной надёжности системы.
Разработанная на основе фундаментального анализа опыта эксплуатации своей предшественницы, СКС «СКАД-2002» построена по принципу: базовое функционально-конструктивное ядро, обеспечивающее контроль трёх основных параметров:
давления на приёме УЭЦН (УЭВН);
температуры статорных обмоток ПЭД;
температуры откачиваемой пластовой жидкости, а также быстрого наращивания функциональных возможностей по специальным требованиям заказчика путём установки в преобразователь скважинный многоканальный (ПСМ) дополнительных модулей. В настоящее время разработаны опытные образцы дополнительных модулей, позволяющих вести контроль:
пиковых значений виброускорения погружного электроагрегата;
частоты вращения вала ПЭД;
зенитного угла (угла отклонения от вертикали) оси погружного электроагрегата.
Информационный сигнал скважинного преобразователя по кабелю-токоподводу ПЭД поступает в прибор наземный (ПН), содержащий блок питания (БП), осуществляющий электропитание всех блоков системы, и устройство приёма (УП).
Устройство приёма в базовом (простейшем) варианте осуществляет приём и детектирование информационного сигнала ПСМ, а также передачу текущих значений контролируемых параметров контроллеру станции управления.
При установке дополнительного платного модуля УП получает следующие функциональные возможности:
самостоятельно проводить анализ получаемой информации по введённым алгоритмам анализа и, в случае необходимости, формировать сигнал на отключение УЭЦН (УЭВН);
заносить во внутреннюю память значения контролируемых параметров по различным выбираемым алгоритмам записи для их последующего считывания и анализа на их основе режимов работы УЭЦН (УЭВН);
программироваться и тестироваться с любого наладонного (карманного) компьютера, оснащённого соответствующим программным обеспечением;
включаться в систему сбора данных как самостоятельное периферийное устройство.
В случае отсутствия на нефтепромысле системы сбора данных считывание содержимого внутренней памяти УП производится при помощи стандартной флеш-карты с последующим переносом полученной информации в компьютер диспетчера (технолога) цеха добычи нефти и газа.
Эволюция возможностей, а, следовательно, и задач, решаемых системой, наглядно иллюстрируется опытом эксплуатации ТМС «СКАД-2И». Первоначально ТМС «СКАД-2И» проектировалась для выполнения двух основных функций:
1. Защитной функции, предназначенной для:
предотвращения срывов подачи насоса путём отключения УЭЦН при достижении заданного минимально допустимого давления на приёме Рmin;
предотвращения перегревов ПЭД путем отключения УЭЦН для охлаждения при достижении заданной максимально допустимой температуры ПЭД Тmax.
2. Информационно-измерительной функции, предназначенной для снятия кривых восстановления давления после остановки УЭЦН, что позволяло после обработки полученных данных по разработанной программе судить о величине динамического и статического уровня, СКИН-эффекте, коэффициенте продуктивности скважины, гидропроводности пласта и многих других параметрах.
Однако в процессе дальнейшего развития ТМС «СКАД-2И» после разработки устройства съёма информации и программ USISKAD и WellView система приобрела дополнительные функциональные возможности.
3. Технологической, позволяющей осуществлять непрерывный контроль за работой системы пласт-скважина-насос с оперативным анализом возникающих осложнений. Использование получаемых в процессе такого контроля данных дает возможность проводить уточняющий подбор УЭЦН для последующих спусков.
4. Фискальной, позволяющей выявлять причины и длительности простоев УЭЦН, определять время появления на скважинах обслуживающего персонала и вести контроль за его действиями, а также осуществлять контроль за регламентом проводимых технологических обработок.
В процессе внедрения был получен богатый информационный материал, который позволил:
провести глубокий анализ работы погружного насосного агрегата в скважине;
выявить причины неоптимальной работы УЭЦН и выработать рекомендации по её оптимизации;
оценить эффективность геолого-технических мероприятий (ГТМ), проводимых на основе выработанных рекомендаций, и скорректировать их в случае недостаточной эффективности или высоких капитальных затрат;
контролировать регламент выполнения ГТМ обслуживающим персоналом.
Проведённый анализ работы и подъёмов ЭПУ показал, что первопричиной большинства (около двух третей) отказов оборудования является засорение УЭЦН. Такое засорение бывает самым разнообразным, от локального в виде забивания приёмной сетки и нижних ступеней насоса природным, бытовым или техногенным мусором, попавшим в скважину, или засорения верхних ступеней насоса и узла обратного клапана песком и окалиной с внутренней поверхности НКТ, до обширного, происходящего при засолении или парафинировании большого участка лифта, зачастую включающего в себя насос и значительную часть эксплуатационной колонны.
Чётким признаком начала засорения в установившемся режиме эксплуатации является рост динамической температуры ПЭД. Если он не сопровождается ростом динамического давления, то это свидетельствует о неизменности дебита, но увеличении момента на валу ПЭД для компенсации увеличившихся потерь на трение в ЭЦН или снизившегося проходного сечения лифта. Если вместе с ростом динамической температуры ПЭД начинается рост динамического давления на приеме ЭЦН, то налицо снижение дебита УЭЦН, повлекшее за собой уменьшение интенсивности потока охлаждающей ЭПУ откачиваемой жидкости.
По мере накопления загрязнения начинается интенсивный износ рабочих органов ЭЦН, который усугубляет возникшую ситуацию. Если не предпринять своевременных мер по определению типа и предотвращению возникшего засорения, то ситуация, как правило, разрешается либо деформацией пластмассовых деталей и полным заклиниванием ЭЦН, либо перегревом из-за больших токовых нагрузок и работой в зоне максимальных температур, оплавлением и пробоем плоского удлинителя кабельной линии.
Таким образом, анализ показаний системы в сочетании с необходимыми замерами дебита позволяет быстро выявить возникающее осложнение и в дальнейшем контролировать ход его ликвидации.
Ниже приведены примеры, иллюстрирующие работу УЭЦН.
1. Скважина 126 Мармовичского месторождения, эксплуатировавшаяся ЭЦН М5-50-1700 с газосепаратором. Глубина подвески – 1835 м. Пластовый флюид отличается отсутствием воды и высоким газосодержанием. На предыдущем спуске такой же установки (без системы) УЭЦН отработала 16 суток и была поднята по причине перегрева и снижения изоляции плоского удлинителя.
На первом этапе вывода на режим устойчивой эксплуатации установка функционировала в периодическом режиме по давлению на приёме насоса. По мере отбора жидкости глушения (35 м3 с плотностью 1,1 т/м3) установка стала отключаться защитой от срыва подачи (ЗСП) при всё более высоких значениях давления на приёме ЭЦН (от 3,6 МПа до 4,7 МПа). Было принято решение определить возможность работы спущенного насосного агрегата в непрерывном режиме.
Для этого была загрублена защита от срыва подачи и снижена величина Рmin = 1,5 МПа. Автоматический контроль за выводом на режим позволил вывести УЭЦН на непрерывный режим эксплуатации с Рпр=2,5-2,9 МПа и дебитом по жидкости Qж=40 м3/сут.
Однако полный отбор жидкости глушения и рост газосодержания на приёме ЭЦН привёл к падению дебита и росту динамического давления в основном за счет увеличения давления газа в затрубном пространстве. Проведение технологической промывки пресной водой позволило увеличить плотность откачиваемого флюида и добиться временно-устойчивой работы УЭЦН с динамическим давлением на приёме Рпр =3,4 МПа. После отбора очередной порции промывочной воды ситуация повторялась и оперативно снималась лишь следующей технологической промывкой.
Проанализировав ситуацию, было решено увеличить глубину подвески ЭЦН при следующем спуске. Спуск следующей установки на 2300 м позволил обеспечить устойчивую работу насоса 2ВННП5-50-220 с динамическим давлением на приеме Рпр = 4,2 МПа и доливом воды в скважину по мере необходимости (один раз в 2-3 недели)
2. Скважина 256 Осташковичского месторождения, эксплуатировавшаяся ЭЦН М5-50-1700. Глубина подвески – 1230 м. Пластовый флюид содержит 23 % высокоминерализированной воды (плотность 1,22 т/м3). Учитывая наличие в пластовой жидкости солей и парафина, был установлен регламент технологических обработок как холодной, так и горячей водой с периодичностью 6 суток. УЭЦН устойчиво работал в непрерывном режиме с дебитом по жидкости Qж = 51 м3/сут. Эпизодически возникающие засорения приводили к отключениям УЭЦН по температуре и оперативно ликвидировались очередной технологической промывкой (рис. 3).
Через 381 сутки работы УЭЦН, ввиду снижения сопротивления изоляции ниже порогового значения (30 кОм), были отключены устройство контроля изоляции и система СКАД. Через 398 суток работы произошло расплавление и пробой плоского удлинителя.
КАК МОЖНО ПОЛУЧИТЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ и МЕХАНИЧЕСКУЮ СХЕМУ ПОДКЛЮЧЕНИЯ СКАД к ЭЦН
Добрый день. Мне срочно необходима консультация. Вопрос состоит из следующего Необходимо отсасывать из шахты воду (которая все время просачивается в нее естественным образом) Есть ПЭД (погружной электродвигатель, который разробатывает наша контора) Этот ПЭД мы комплектуем ЦЭН (центробежным насосом). Вопрос, что из себя предстовляет блок телеметрии, и каким образом он измеряет температуру статорных обмоток ПЭД (в том смысле что сам терморезистор находится в корпусе электродвигателя или в корпусе блока телеметрии) и что вообще сабой предстовляет блок телеметрии (интересно что в нем в середине хотя бы в общих словах)
Достаточна ли комплектация откачного поста
1Станция Управления
2 Сопрягаемое устройство (нужно обязательно или нет???)
3 Блок Погружной телеметрии
Заранне всем благодарен. Александр
Есть ПЭД (погружной электродвигатель, который разробатывает наша контора) Этот ПЭД мы комплектуем ЦЭН (центробежным насосом). Вопрос, что из себя предстовляет блок телеметрии, и каким образом он измеряет температуру статорных обмоток ПЭД (в том смысле что сам терморезистор находится в корпусе электродвигателя или в корпусе блока телеметрии) и что вообще сабой предстовляет блок телеметрии (интересно что в нем в середине хотя бы в общих словах)
