Введение.

Погружные центробежные насосы (УЭЦН) в настоящее время являются одним из основных средств механизированной эксплуатации нефтяных сква­жин. На их долю приходится более 53% добываемой в России нефти и более 63% извлекаемой из скважин жидкости.

Одно из важнейших условий эффективного использования УЭЦН - это пра­вильный подбор УЭЦН к скважине, то есть выбор для каждой конкретной скважины таких взаимообусловленных типоразмеров насоса, электродвигате­ля с гидрозащитой, кабеля, трансформатора, подъемных труб из имеющегося парка оборудования, и такой глубины спуска насоса в скважину, которые обеспечат освоение скважины и технологическую норму отбора жидкости (номинального дебита) из нее в установившемся режиме работы системы скважина - УЭЦН при наименьших затратах.

Подбор УЭЦН к скважине на современном уровне связан с выполнением от­носительно трудоемких и громоздких вычислений и осуществляется с помо­щью ЭВМ.

В настоящем квалификционном проекте применяется упрощенный вариант методи­ки подбора УЭЦН к скважине.

В отличие от известных, применяемый способ учитывает возможность оборудования насоса УЭЦН газосепаратором, предназначенным для защиты насоса от вредного влияния свободного газа в откачиваемой из скважины про­дукции.

Основные положения методики подбора УЭЦН к нефтяной скважине

  Методика подбора УЭЦН к скважинам основывается на знаниях законов фильтрации пластового флюида в пласте и призабойной зоне пласта, на законах движения водо-газо-нефтяной смеси по обсадной колонне скважины и по колонне НКТ, на зависимостях гидродинамики центробежного погружного насоса. Кроме того, часто необходимо знать точные значения температуры как перекачиваемой жидкости, так и элементов насосной установки, поэтому в методике подбора важное место занимают термодинамические процессы взаимодействия насоса, погружного электродвигателя и токонесущего кабеля с откачиваемым многокомпонентным пластовым флюидом, термодинамические характеристики которого меняются в зависимости от окружающих условий [1]. Необходимо отметить, что при любом способе подбора УЭЦН есть необходимость в некоторых допущениях и упрощениях, позволяющих создавать более или менее адекватные модели работы системы «пласт – скважина – насосная установка».

  В общем случае к таким вынужденным допущениям, не ведущим к значительным отклонениям расчетных результатов от реальных промысловых данных, относятся следующие положения:

1.                     Процесс фильтрации пластовой жидкости в призабойной зоне пласта во время процесса подбора оборудования является стационарным, с постоянными значениями давления, обводненности, газового фактора, коэффициента продуктивности и т.д.

2.                     Инклинограмма скважины является неизменным во времени параметром.

Общая методика подбора УЭЦН при выбранных допущениях выглядит следующим образом:

1.                     По геофизическим, гидродинамическим и термодинамическим данным пласта и призабойной зоны, а также по планируемому (оптимальному или предельному в зависимости от задачи подбора) дебиту скважины определяются забойные величины – давление, температура, обводненность и газосодержание пластового флюида.

2.                     По законам разгазирования (изменения текущего давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимаемости газа, нефти и воды) потока пластовой жидкости, а также по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по колонне обсадных труб на участке «забойной скважины – прием насоса» определяется необходимая глубина спуска насоса, или, что практически то же самое – давление на прием насоса, обеспечивающие нормальную работу насосного агрегата. В качестве одного из критериев определения глубины подвески насоса может быть выбрано давление, при котором свободное газосодержание на приеме насоса не превышает определенную величину. Другим критерием может являться максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме насоса. В случае реального и удовлетворяющего потребителя результата расчета необходимой глубины спуска  насоса осуществляется переход к п.3 настоящей методики. Если же результат расчета оказывается нереальным (например – глубина спуска насоса оказывается больше глубины самой скважины), расчет повторяется с п.1 при измененных исходных данных – например – при уменьшении планируемого дебита, при увеличенном коэффициенте продуктивности скважины (после планируемой обработки призабойной зоны пласта), при использовании специальных предвключенных устройств (газосепараторов, диспергаторов) и т.д. Расчетная глубина подвески насоса проверяется на возможный изгиб насосной установки, на угол отклонения оси скважины от вертикали, на темп набора кривизны, после чего выбирается уточненная глубина подвески.

3.                     По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно-компрессорных труб, а также по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяется потребный напор насоса.

4.                     По планируемому дебиту и потребному напору выбираются насосные установки, чьи рабочие характеристики лежат в непосредственной  близости от расчетных величин дебита и напора. Для выбранных типоразмеров насосных установок проводится пересчет их «водяных» рабочих характеристик на реальные данные пластовой жидкости – вязкость, плотность, газосодержание.

5.                     По новой «нефтяной» характеристике насоса выбирается количество рабочих ступеней, удовлетворяющих заданным параметрам – подаче и напору. По пересчитанным характеристикам определяется мощность насоса и выбирается приводной электродвигатель, токоведущий кабель и наземное оборудование (трансформатор и станция управления).

6.                     По температуре пластовой жидкости на приеме насоса, по мощности, КПД и теплоотдаче насоса и погружного электродвигателя определяется температура основных элементов насосной установки – обмотки электродвигателя, масла в гидрозащите, токоввода, токоведущего кабеля и т.д. После расчета температур в характерных точках уточняется исполнение кабеля по теплостойкости (строительной длины и удлинителя), а также исполнение ПЭД, его обмоточного провода, изоляции и масла гидрозащиты. Если расчетная температура оказывается выше, чем предельно допустимая для применяемых в данном конкретном регионе элементов насосных установок или заказ высокотемпературных дорогих узлов УЭЦН невозможен, расчет необходимо провести для других насосных установок (с измененными характеристиками насоса и двигателя, например с более высокими КПД, с большим внешним диаметром двигателя и т.д.).

7.                     После окончательного подбора УЭЦН по величинам подачи, напора, температуры и габаритным размерам проводится проверка возможности использования выбранной установки для освоения нефтяной скважины после бурения или подземного ремонта. При этом, в качестве откачиваемой жидкости для расчета принимается тяжелая жидкость глушения или иная жидкость (пена), используемая на данной скважине. Расчет ведется для измененных плотности и вязкости, а также для других зависимостей теплоотвода от насоса и погружного электродвигателя к откачиваемой жидкости. Во многих случаях при указанном расчете определяется максимально возможное время безостановочной работы погружного агрегата при освоении скважины до достижения критической температуры на обмотках статора погружного двигателя.

8.                     После окончания подбора УЭЦН, установка при необходимости проверяется на возможность работы на пластовой жидкости, содержащей механические примеси или коррозионно-активные  элементы. При невозможности заказа для данной конкретной скважины специального исполнения износо- или коррозионностойкого насоса определяются необходимые геолого-технические и инженерные мероприятия, позволяющие снизить влияние нежелательных факторов.

Алгоритм «ручного» подбора УЭЦН к скважине.

           При подборе установок ЭЦН к нефтяным скважинам, осуществляемом с помощью «ручного» счета (калькулятор, программы в оболочке EXCEL, ACCESS), необходимо для сокращения времени ввода данных и времени расчета использовать некоторые дополнительные допущения и упрощения в методике подбора [2].

  Основными среди этих допущений являются:

1.                     Равномерное распределение мелких пузырьков газа в жидкой фазе при давлениях, меньших давления насыщения.

2.                     Равномерное распределение нефтяной и водяной составляющих в столбе откачиваемой жидкости на участке «забой скважины – прием насоса»  при любых величинах дебитов скважины.

3.                     Пренебрежение «скольжением» нефти в воде при движении жидкости по обсадной колонне и колонне НКТ.

4.                     Тождество величин давлений насыщения в статических и динамических режимах.

5.                     Процесс движения жидкости от забоя скважины до приема насоса, сопровождающийся снижением давления и выделением свободного газа, является изотермическим.

6.                     Температура погружного электродвигателя считается не превышающей нормальную рабочую температуру, если скорость движения  охлаждающей жидкости вдоль стенок ПЭД не менее рекомендуемой в технических условиях на ПЭД не менее рекомендуемой в технических условиях на ПЭД или в Руководстве по эксплуатации установок ЭЦН.

7.                     Потери напора (давления) при движении жидкости от забоя скважины до приема насоса и от зоны нагнетания насоса до устья скважины пренебрежимо малы по сравнению с напором насоса.

Для проведения подбора УЭЦН необходимы следующие исходные данные:

1.                     Плотности, кг/куб.м:

·     воды;

·     сепарированной нефти;

·     газа в нормальных условиях.

2.                     Вязкости, м²/с (или ):

·     воды;

·     нефти.

3.                     Планируемый дебит скважины, куб.м/сутки.

4.                     Обводненность продукции пласта, доли единицы.

5.                     Газовый фактор, куб.м/куб.м.

6.                     Объемный коэффициент нефти, ед.

7.                     Глубина расположения пласта (отверстий перфорации), м.

8.                     Пластовое давление и давление насыщения, Мпа.

9.                     Пластовая температура и температурный градиент, ^оС, ^оС/м.

10.                Коэффициент продуктивности, куб.м/МПасутки.

11.                Буферное давление, Мпа.

12.                Геометрические размеры обсадной колонны (наружный диаметр и толщина стенки), колонны НКТ (наружный диаметр и толщина стенки), насоса и погружного двигателя (наружный диаметр), мм.

Подбор установки ЭЦН ведется в следующей последовательности:

1.                     Определяется плотность смеси на участке «забой скважины – прием насоса» с учетом упрощений:

,                                            (1.1)

где     – плотность сепарированной нефти, кг/куб.м;

   – плотность пластовой воды;

   – плотность газа в стандартных условиях;

   – текущее объемное газосодержание;

   – обводненность пластовой жидкости.

2.                     Определяется забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:

,                                                              (1.2)

где    – пластовое давление;

   – заданный дебит скважины;

   – коэффициент продуктивности скважины.

3.                     Определяется глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:

.                                                        (1.3)

4.                     Определяется давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона и данного типа насоса (например – Г=0,15):

,                                                         (1.4)

(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости m=1.0).

где:  – давление насыщения.

5.                     Определяется глубина подвески насоса:

.                                                              (1.5)

6.                     Определяется температура пластовой жидкости на приеме насоса:

,                                                        (1.6)

где  – пластовая температура;

   – температурный градиент.

7.                     Определяется объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:

,                               (1.7)

где  – объемный коэффициент нефти при давление насыщения;

   – объемная обводненность продукции;

   – давление на входе в насос;

   – давление насыщения.

8.                     Вычисляется дебит жидкости на входе в насос:

.                                                                           (1.8)

9.                     Определяется объемное количество свободного газа на входе в насос:

,                                                        (1.9)

где  – газовый фактор.

10.                Определяется газосодержание на входе в насос:

.                                         (1.10)

11.                Вычисляется расход газа на входе в насос:

.                                                      (1.11)

12.                Вычисляется приведенная скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:

,                                                                        (1.12)

где  – площадь сечения скважины на приеме насоса.

13.                Определяется истинное газосодержание на входе в насос:

,                                                       (1.13)

где  – скорость всплытия газовых пузырьков, зависящая от обводненности продукции скважины (=0,02 см/с при b<0.5 или =0,16 см/с при b>0.5).

14.                Определяется работа газа на участке «забой – прием насоса»:

.                                             (1.14)

15.                Определяется работа газа на участке «нагнетение насоса – устье скважины»:

,                                             (1.15)

где ;

  .

  Величины с индексом «буф» относятся к сечению устья скважины и являются «буферными» давлением, газосодержанием и т.д.

16.                Определяется потребное давление насоса:

,                                              (1.16)

где    – глубина расположения динамического уровня;

   – буферное давление;

   – давление работы газа на участке «забой – прием насоса»;

   – давление работы газа на участке «нагнетание насоса – устье скважины».

17.                По величине подачи насоса на входе, потребному давлению (напору насоса) и внутреннему диаметру обсадной колонны выбирается типоразмер погружного центробежного насоса и определяются величины, характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи, равной «» (напор, мощность).

18.                Определяется коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтегазовой смеси относительно водяной зарактеристики:

,                                                 (1.17)

где       – эффективная вязкость смеси;

   – оптимальная подача насоса на воде.

19.                Вычисляется коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости:

.                                                     (1.18)

20.                Вычисляется коэффициент сепарации газа на входе в насос:

,                                                (1.19)

где  – площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса.

21.                Определяется относительная подача жидкости на входе в насос:

,                                                                         (1.20)

где  – подача в оптимальном режиме по «водяной» характеристики насоса.

22.                Определяется относительная подача на входе в насос в соответствующей точке водяной характеристики насоса:

.                                                               (1.21)

23.                Вычисляется газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:

.                                                         (1.22)

24.                Определяется коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости:

.                                             (1.23)

  Для определения изменения напора и других показателей работы центробежных погружных насосов при вязкости жидкости, значительно отличающейся от вязкости воды и вязкости девонской нефти в пластовых условиях (более 0,03-0,05 см²/с), и незначительном содержании газа на приеме первой ступени насоса для учета влияния вязкости можно воспользоваться номограммой П.Д.Ляпкова [3].

25.                Определяется коэффициент изменения насоса из-за влияния вязкости:

,                                       (1.24)

где .

26.                Определяется напор насоса на воде при оптимальном режиме:

.                                                                     (1.25)

27.                Вычисляется необходимое число ступеней насоса:

,                                                                              (1.26)

где  – напор одной ступени выбранного насоса.

  Число  округляется до большего целочисленного значения и сравнивается со стандартным числом ступеней выбранного типоразмера насоса. Если расчетное число ступеней оказывается больше, чем указанное в технической документации на выбранный типоразмер насоса, то необходимо выбрать следующий стандартный типоразмер с большим числом ступеней и повторить расчет, начиная с п.17. Если расчетное число ступеней оказывается меньше, чем указанное в технической характеристике, но их разность составляет не более 5%, выбранный типоразмер насоса оставляется для дальнейшего расчета. Если стандартное число ступеней превышает расчетное на 10%, то необходимо решение о разборке насоса и изъятии лишних ступеней. Другим вариантом может быть решение о применении дросселя в устьевом оборудовании. Дальнейший расчет ведется с п.18 для новых значений рабочей характеристики.

28.                Определяется КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы:

,                                                                       (1.27)

где  – максимальный КПД насоса на водяной характеристики.

29.                Определяется мощность:

.                                                                             (1.28)

30.                Определяется мощность погружного двигателя:

.                                                                        (1.29)

31.Проверка насоса на возможность отбора тяжелой жидкости.

  В скважинах с возможным фонтанированием или выбросом жидкости при смене скважинного насоса глушение осуществляется заливкой тяжелой жидкости (воды, воды с утяжелителями). При спуске нового насоса необходимо откачать насосом эту «тяжелую жидкость» из скважины, чтобы установка начала работать на оптимальном режиме при отборе нефти. При этом сначала необходимо проверить мощность, потребляемую насосом в том случае, когда насос перекачивает тяжелую жидкость. В формулу для определения мощности вводится плотность, соответствующая перекачиваемой тяжелой жидкости (для начального периода ее отбора).

  При этой мощности проверяется возможный перегрев двигателя. По увеличению мощности и перегреву определяется необходимость комплектации установки более мощным двигателем.

  По окончании отбора тяжелой жидкости проверяется вытеснение тяжелой жидкости из НКТ пластовой жидкостью, находящейся в насосе. В этом случае давление, создаваемое насосом, определяется характеристикой работы насоса на пластовой жидкости, а противодавление на выкиде – столбом тяжелой жидкости.

  Необходимо проверить и вариант работы насоса, когда откачка тяжелой жидкости ведется не в трап, а на излив, если это допустимо по расположению скважины.

  Проверка насоса и погружного двигателя на возможность откачки тяжелой жидкости (жидкости глушения) при освоении скважины ведется по формуле:

           ,                                          (1.30)

где  – плотность жидкости глушения.

При этом вычисляется напор насоса при освоении скважины:

           .                                                                     (1.31)

  Величина  сравнивается с напором Н паспортной водяной характеристики насоса.

  Определяется мощность насоса при освоении скважины:

           .                                                                      (1.32)

  Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:

           .                                                              (1.33)

32.                Установка проверяется на максимально          допустимую температуру на приеме насоса:

,                                                                               
    (1.34)

где  – максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме погружного насоса.

33.                Установка проверяется на теплоотвод по минимально допустимой скорости охлаждающей жидкости в кольцевой сечении, образованном внутренней поверхностью обсадной колонны в месте установки погружного агрегата и внешней поверхностью погружного двигателя, для чего рассчитываем скорость потока откачиваемой жидкости:

                                                                                (1.35)

где  – площадь кольцевого сечения;

   – внутренний диаметр обсадной колонны;

   – внешний диаметр ПЭД.

  Если скорость потока откачиваемой жидкости  оказывается больше минимально допустимой скорости откачиваемой жидкости [], тепловой режим погружного двигателя считается нормальным. Если выбранный насосный агрегат не в состоянии отобрать требуемое количество жидкости глушения при выбранной глубине подвески, она (глубина подвески) увеличивается на м, после чего расчет повторяется, начиная с п.5. Величина  зависит от наличия времени и возможностей вычислительной техники расчетчика.

После определения глубины подвески насосного агрегата по инклинограмме проверяется возможность установки насоса на выбранной глубине (по темпу набора кривизны на 10 м проходки и по максимальному углу отклонения оси скважины от вертикали). Одновременно с этим проверяется возможность спуска выбранного насосного агрегата в данную скважину и наиболее опасные участки скважины, прохождение которых требует особой осторожности и малых скоростей спуска при ПРС. Необходимые для выбора установок данные по комплектации установок, характеристики и основные параметры насосов, двигателей и других узлов установок даны как в настоящей книге, так и в специальной литературе [4]. Для косвенного определения надежности работы погружного электродвигателя рекомендуется оценить его температуру, так как перегрев двигателя существенно снижает срок его работы. Увеличение температуры обмотки на 8-10^оС выше рекомендованной заводом-изготовителем снижает срок службы изоляции некоторых видов в 2 раза. Рекомендуют следующий ход расчета. Вычисляют потери мощности в двигателе при 130^оС:

  ,                 (1.36)

где  – расчетные коэффициенты (см.[15]);  – номинальные мощности и КПД электродвигателя соответственно.

  Перегрев двигателя определяют по формуле:

           ,                                                              (1.37)

где  и  – конструктивные коэффициенты [3].

Далее определяют температуру жидкости, охлаждающей двигатель (), и коэффициент, учитывающий влияние обводненности и наличие свободного газа на охлаждение двигателя:

  ,                    (1.38)

                     .                                       (1.39)

  В связи с охлаждением потери в двигателе уменьшаются, что учитывается коэффициентом .

           ,                             (1.40)

где  – коэффициент (см.прил.3 [3]).

  Тогда потери энергии в двигателе () и его температура  будут равны:

                                                                                 (1.41)

                                                             (1.42)

  Температура обмоток статора большинства двигателей не должна быть больше 130^оС. При несоответствии мощности выбранного двигателя той, которая рекомендуется комплектовочной ведомостью, выбирается двигатель другого типоразмера того же габарита. В некоторых случаях возможен выбор двигателя большего габарита по диаметру, но при этом необходимы проверка поперечного габарита всего агрегата и сопоставление его с внутренним диаметром обсадной колонны скважины. При выборе двигателя необходимо учитывать температуру окружающей жидкости и скорость ее потока. Двигатели рассчитаны на работу в среде с температурой до 90^оС. В настоящее время лишь один тип двигателя допускает повышение  температуры до 140 ^оС, дальнейшее же ее повышение снизит срок службы двигателя. Такое использование двигателя допустимо в особых случаях. Обычно желательно снизить его нагрузку для уменьшения перегрева обмоточных проводов. Для каждого двигателя рекомендуется своя минимальная скорость потока исходя из условий его охлаждения.

Вывод УЭЦН на режим.

Освоение скважины, оборудованной УЭЦН после подземного ремон­та основная технологическая операция в процессе эксплуатации УЭЦН. От правильного выполнения этой операции зависит межремонтный период работы скважины, продолжительность работы глубинного оборудо­вания и кабеля. УЭЦН в период освоения скважины работает в осложненных усло­виях т.к. в скважине находится жидкость глушения с высоким удель­ным весом. Поэтому, даже при откачке уровня жидкости из скважины на величину напора насоса, пласт не полностью включается в работу. При глушении задавочная жидкость проникает в призабойную зону скважины образуя водонефтяную эмульсию, вязкость которой в несколько раз выше вязкости нефти. Водонефтяная эмульсия снижает приток жидкости из пласта скважины в период вывода ЭЦН на заданный режим работы.

Выше изложенные причины приводят к тому, что в скважине, стабильно работавшей с такой же установкой до подземного ремонта, в период освоения происходит срыв подачи.

Кроме того, при освоении скважин вредное влияние оказывают следующие факторы:

1) Ухудшение охлаждения электродвигателя из-за откачки жид­кости из затрубного пространства скважины, когда приток из пласта отсутствует или минимальный.

2) Большая загрузка электродвигателя по мощности, вследствие откачки задавочной жидкости имеющей высокий удельный вес и низкие смазочные свойства.

3) Вероятность работы насоса с обратным вращением.

 Пуск установки в работу без учета перечисленных факторов ос­ложняющих условия работы УЭЦН в первоначальный период, приводит к выходу из строя ее за несколько часов работы или в лучшем случае нескольких суток. Двигатель, изоляция которого была перегрета при освоении, снижает продолжительность срока службы в несколько раз.  В процессе вывода на режим постоянно контролируется эхолотом уровень жидкости в скважине, не допуская снижения его до приема насоса менее   200 м, дебит установки по ЗУ, буферное и затрубное давление, рабочий ток и сопротивление изоляции УЭЦН. Вывод скважин на режим без контроля и немедленной регистрации в паспорте УЭЦН этих параметров является нарушением технологической дисциплины.

Вывод на режим осуществляется следующим образом:

1)   После запуска установки отработайте не более одного часа, так как в это время установка будет откачивать жидкость, расположенную выше приемной сетки насоса, и при этом двигатель не будет охлаждаться потоком откачиваемой жидкости.

2)  Если после отключения установки уровень в скважине не восстанавливается (учитывая слив жидкости), то  через 1 час вновь запустите установку.

3)  Отработайте  не более одного часа и повторяйте чередование остановок и запусков до тех пор, пока не начнется процесс восстановления уровня жидкости в скважине.

 В процессе работы установки контролируйте величину рабочего тока двигателя:

- определите приток    жидкости    из    пласта по восстановлению уровня в скважине после остановки насоса (с учетом слива с лифта НКТ). При достаточном (более 50% номинальной производительности) притоке из пласта дальнейший вывод на режим производить без остановки на охлаждение.          

-  откачку жидкости из скважины с контролем восстановления уровня в ней производите  до тех пор, пока система «установка – скважина» не выйдет на режим, то есть пока подача и динамический уровень не будут постоянными при достаточной скорости охлаждения двигателя.

Для определения наличия слива жидкости с лифта НКТ и частичного его ограничения необходимо перед остановкой УЭЦН закрыть буферную  (манифольдную) задвижку и следить за падением давления на буфере. При отсутствии падения буферного давления – слив с лифта НКТ отсутствует. Интенсивность падения давления на буфере – характеризует интенсивность слива жидкости с лифта НКТ. Определить   объем слива можно по падению уровня в НКТ на период остановки насоса,  замеренный с помощью эхолота. Для замера уровня в НКТ эхолот подбивают к буферной задвижке.

ПРИМЕЧАНИЕ:   Запуск УЭЦН в постоянную работу  без определения притока из пласта категорически запрещается и является  нарушением технологической дисциплины.

ПРИМЕЧАНИЕ:  Скважина считается вьшедшей на режим работы в том случае, если   дебит ее соответствует рабочей характеристике насоса, динамический уровеньустановился на постоянной отметке и объем жидкости отобранный из скважины равен двум объемам ее обсадной колонны — но не менее 2 объемов использованной при ремонте жидкости глушения.   

До  начала  запуска  скважин  переводимых  на  УЭЦН, вводимых из бездействия,  после КРС,  или входящих в списки часто ремонтируемых и работающих периодически, технолог ЦДНГ составляет программу вывода на режим, которую контролирует и корректирует ежедневно.Если приток скважины не обеспечивает минимального дебита, то освоение ведется периодическим включением насоса. Время работы и простоя определяется из анализа циклов откачки и восстановления уровня.

Если уровень в скважине сни­зился более допустимой величины и при этом производительность насоса меньше минимально допустимой для охлаждения ПЭД, то установку следует отключить, не допуская срыва подачи. Если приток меньше номинальной производительности насоса, то при сни­жении уровня до предельно допустимого необходимо ограничить отбор с таким расчетов, чтобы динамический уровень стабилизировать, т.е. отбор сравнялся с притоком.

Если приток из пласта недостаточный, ограничение отбора осуществляется двумя способами:

- Использование для периодической эксплуатации аппаратуры АПВ на станциях управления.

- Использование штуцеров на выкидном манифольде при недостаточной глубине спуска УЭЦН относительно напорной характеристики установки.

ПРИМЕЧАНИЕ: Запрещается ограничивать подачу насоса при пер­вых циклах отбора жидкости глущения, т.к. при этом насос длительное время от­бирает жидкость из затрубья, что приводит к перегреву ПЭД вследствие недостаточного охлаждения.

Решение о дальнейшей эксплуатации УЭЦН, не вышедших на режимную, работу в течение 10 суток со дня запуска принимается технологом ЦДНГ. Если приток скважины не увеличивается до минимально допустимого, то установки производительностью 20 –80 м3/сут можно поставить на периодическую эксплуатацию. Если приток больше 30% от номинальной производительности УЭЦН, скважину можно переводить на периодический режим работы с длительностью цикла до 10 часов, с обязательным ежедневным периодическим контролем уровня, дебита и давлений. Для УЭНЦ производительностью более 80 м3 /сут приток должен быть не менее 75% от номинальной производительности и для периодической эксплуатации необходимо применять устройства плавного пуска. Время накоп­ления после срыва подачи или отключения по программе до АПВ определяется технологом ЦДНГ и должно обеспечивать работу установки до отключения не менее 2 часов и записывается в эксплутационном паспорте. В установившемся режиме насос должен иметь погружение под динамический уровень не менее 400 – 600 метров.

Контроль динамического уровня допускается производить:

-  Эхолотированием с помощью эхолота,

- В случае если динамический уровень, определённый с помощью эхолота высокий, а при данном Ндин.  производительность установки не соответствует своей Q-H характеристике, то при условии герметичности лифта НКТ и отсутствия износа УЭЦН, при достоверности замеренного суточного дебита УЭЦН — динамический уровень возможно ориентировочно определить косвенным методом по гидравлическому давлению, развиваемому насосом на зак­рытую задвижку при исправной устьевой арматуре.

При определении динамического уровня косвенным методом необходимо учитывать горизонтальное удлинение ствола скважины.

В случае если динамический уровень отстрелянный эхолотом (высокий) и производительность установки не соответствует своей характеристике возможно:

- Низкая плотность жидкости в затрубье.

- Частичная негерметичность НКТ лифта – произвести опрессовку лифта агрегатом      ЦА-320, при наличии обратного клапана, или УЭЦНом.

Если уровень прослеживается по гидравлическому давлению насоса, то после выхода установки на режим необходимо произвести контрольный замер уровня эхолотом.

Все действия, параметры и показания приборов должны быть занесены в эксплутационный паспорт и карту вывода скважины.

Заключение.

Список литературы.