Текст книги "Организация эксплуатации и ремонта установок электроцентробежных насосов в нефтедобывающей отрасли. Том 1. Эксплуатация"

3. Если в продуктивном флюиде присутствует газ, то для обеспечения эффективной эксплуатации может потребоваться газосепаратор. Скорректированный объем влияет на выбор насоса и на габариты остальных компонентов системы.

^{Рабочая характеристика УЭЦН-50 дается в каталогах завода. Насос подбирается так, чтобы при ожидаемом дебите установка работала в режиме, приближенном к оптимальному режиму по КПД}

4. В скважинах, где флюид имеет высокую вязкость и (или) тенденцию к эмульгированию, для обеспечения эффективной эксплуатации необходимо внести некоторые поправки в выбор насоса. В таких случаях рекомендуется консультироваться со специалистами.

Тип насоса

По характеристике выбранного типа насоса, приведенной в каталогах заводов-изготовителей, по заранее рассчитанной величине полного динамического напора можно рассчитать число ступеней, необходимое для достижения требуемой производительности. В каталогах имеются кривые, рассчитанные при частоте тока 50 Гц (импортные – 60 Гц), а также при переменной частоте.

Рис. 2.23. График зависимости подачи от динамического напора для расчета количества ступеней насоса ЭЦН 5-50

Следует отметить, что кривые характеристик насосов представляют собой данные для одной ступени, базирующиеся на перекачке воды (с удельным весом 1.00).

Проекция точки пересечения линий требуемой производительности (нижняя шкала) и кривой "производительность-напор" (вертикальная шкала) на левую шкалу дает значение напора. Для определения числа ступеней следует разделить значение полного динамического напора на эту величину.

Оптимальный выбор компонентов

Сепаратор

Информация о газосепараторах приводится в каталоге. Следует, соответственно, скорректировать потребляемую мощность двигателя и длину корпуса.

Электродвигатель

Для того чтобы подобрать двигатель для насоса, необходимо прежде всего определить мощность, потребляемую насосом. Значение мощности одной ступени указано на правой шкале характеристики выбранного насоса. Мощность, необходимая для привода данного насоса, определяется по простой формуле:

N_пэд = N_нас/η_пэд, (2.27)

где N_нас = HQр/η.

Технические данные приведены в каталогах, по которым определяют значение напряжения для оптимальной работы двигателя.

При работе насоса в скважине могут возникнуть различные ситуации, требующие увеличения мощности электродвигателя (пуск насоса, откачка раствора глушения и т. д.), поэтому при определении мощности следует проектировать электродвигатель с параметрами, на 15% превышающими рабочие характеристики.

Кабель

При выборе кабеля следует определить его размер, тип, длину.

Размер кабеля. Правильный выбор размера кабеля обусловливается совместным влиянием факторов падения напряжения, величины тока и имеющегося пространства между манжетами НКТ и обсадной трубой.

При выбранном значении номинального тока двигателя и данной температуры в забое рекомендуется выбирать кабель с падением напряжения менее 30 В на длине 305 м. По этой зависимости можно определить требуемое напряжение для питания двигателя с поверхности (напряжение на двигателе плюс падение напряжения в кабеле).

И, наконец, по таблицам каталогов можно определить, соответствует ли выбранный размер кабеля размерам предлагаемых НКТ и обсадных труб скважины. Диаметр кабеля плюс диаметр замков НКТ должен быть меньше внутреннего диаметра обсадной колонны.

При определении оптимального размера кабеля следует учитывать будущие задачи, которые могут потребовать применения кабеля большей длины.

Тип кабеля. Выбор типа кабеля производится с учетом параметров флюида, температуры в забое и пространственных ограничений в кольце между НКТ и обсадной трубой.

Длина кабеля. Полная длина кабеля должна, по меньшей мере, на 30 м превышать замеренную глубину установки насоса, что позволит выполнить поверхностные соединения на безопасном расстоянии от скважины.

Трансформаторы

Трансформаторы предназначены для питания установок погружных центробежных насосов от сети переменного тока напряжением 380 или 6000 В частотой 50 Гц.

Трансформатор и комплектное устройство (станция управления) преобразуют напряжение промысловой сети до величины, обеспечивающей оптимальное напряжение на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и управление работой насосной установки и ее защиту при аномальных режимах.

Пример расчета напряжения отпайки

Дано: ПЭД 125–117, u_ном = 2000 В, I_ном = 50 А, кабель 16 мм², L = 2400 м – глубина спуска.

Расчет:

u_{отпайки} = u_{ном. дв} + L/100u_{п. каб} + и_{п. су} = 2000 + 2400 м / 100 м · 10 В + 30 В = 2270 В; (2.28)

и_{п. каб} – напряжение потерь в кабеле;

и_{п. су} – напряжение потерь в станции управления.

Таблица 2.1. Потери напряжения в погружном кабеле (в вольтах на 100 м)

Выбор вариатора частоты

При вышеописанных или иных условиях откачки следует также рассмотреть целесообразность применения погружной насосной системы с регулируемой частотой. Например, если параметры скважины точно не известны, то вариатор переменной частоты эффективно превращает один насос в целое семейство насосов. Таким образом, можно выбрать насос для ожидаемого диапазона эксплуатационных режимов и откорректировать его параметры после сбора дополнительных данных. Система с регулируемой частотой и вариатором переменной частоты позволяет улучшить работу насоса в других случаях, например при большой загазованности скважин, в скважинах с абразивной средой, в низкодебитных скважинах и т. п. Система обеспечивает плавный пуск, предотвращает прерывистые режимы работы, устраняет газовые пробки, изолирует оборудование от переходных процессов в линиях электропередач, сводит к минимуму нагрев зоны забоя.

Пропускная способность системы НКТ

При выборе лифта необходимо учесть, что гидростатическая составляющая напорной характеристики насоса должна составлять не менее 90%, следовательно, если это условие не соблюдается, то, видимо, проблемы связаны с НКТ. Возможно, нужно либо сменить трубы на трубы с большим диаметром, либо убрать из системы ненужные механические препятствия вроде комбинированной колонны с переменным диаметром труб, профильных патрубков, убрать дублирующие обратные клапаны, либо провести очистку наслоений солевых или парафиновых отложений на стенках НКТ.

С другой стороны, при выборе НКТ следует учесть возможность спуска и работы кабеля в межтрубном пространстве, что является сдерживающим фактором при выборе диаметра НКТ.

В колонне НКТ устанавливается обратный клапан для предупреждения обратного вращения вала насоса при выравнивании уровня в трубном и затрубном пространстве, а также для облегчения запуска насоса после остановок. Рекомендуется устанавливать обратный клапан на второй или третьей трубе для того, чтобы избежать срыва подачи при запуске из-за газа, который собирается в верхних ступенях при остановках.

2.5. Подготовка скважины к спуску УЭЦН

Основное правило – мелочей нет, все важно!!!

Качество подготовки оборудования, скважины, околоскважинной территории, а также проведение глушения скважины, монтажа и спуска УЭЦН в скважину имеют решающее значение в безотказной работе установки. Подготовка площадки для наземного оборудования, приема и монтажа УЭЦН, размещения оборудования для ремонта скважин производится в соответствии с проектом обустройства кустовых площадок, с учетом следующих требований:

– для размещения наземного электрооборудования (НЭО) в соответствии с проектом обустройства кустов скважин, на расстоянии не менее 25 м от скважины, должна быть подготовлена специальная площадка;

– площадка для размещения НЭО должна быть установлена горизонтально, выше уровня затопления в паводковый период;

– площадка у скважины должна позволять свободно монтировать и демонтировать НЭО автокраном, к ней должны быть обеспечены беспрепятственные подъезды;

– в 10–25 м от устья скважины должна быть установлена клеммная коробка (КК);

– силовые кабели шкафа внешних подключений (ШВП) до станции управления (СУ) УЭЦН и от трансформаторной подстанции (ТП) 6/0,4 до СУ должны быть проложены по эстакаде либо заглублены не менее чем на 0,5 м в грунт и заземлены;

– необходимо подготовить:

а) площадки для проведения ремонтных работ;

б) скважинное оборудование.

Подготовка установки к спуску в скважину

Предприятие добычи заказывает рассчитанную установку в сервисную компанию с указанием типа насоса, сроков и места установки (скважина).

Передается график движения бригад текущего и капитального ремонта.

В сервисной компании разрабатывают таблицы комплектации оборудования УЭЦН, подбирают к насосу погружной электродвигатель, комплектуют газосепараторами, другим оборудованием.

Номера и типы узлов скомплектованной УЭЦН заносятся в эксплуатационный паспорт, паспорт сопровождает УЭЦН на всех этапах – от монтажа до возврата на ремонтную базу.

Двигатель, насос, гидрозащита, обратный клапан, кабельная линия должны пройти перед отправкой на скважину полный цикл испытаний в соответствии с техническими условиями. Результаты испытаний фиксируются в паспортах узлов ЭПУ.

После комплектовки установку собирают и проводят испытание со снятием всех характеристик.

Установка погружного центробежного насоса при таких грандиозных показателях, как напор, к примеру, 2000 м или подача 250 м³/сут, имеет диаметр всего около 10 см, и поэтому механизм ее очень хрупкий. Транспортировка насоса требует большого внимания. Доставка УЭЦН на скважину производится только на специально оборудованном транспорте с обязательным закреплением узлов всеми предусмотренными приспособлениями.

Разгрузка-погрузка УЭЦН на скважине осуществляются с использованием грузоподъемных устройств.

_{Рис 2.24. Доставка и разгрузка насосного оборудования производится специальной техникой}

Для приема оборудования мостки подъемной установки должны быть чистыми, готовится к работе автонаматыватель.

Подготовка скважины

Комплекс подготовительных работ перед производством ремонта производится в следующей последовательности:

– выдача задания (плана) на ремонт скважины;

– прием скважины в ремонт;

– планировка территории вокруг скважины для расстановки оборудования; сооружают, при необходимости, якори;

– остановка скважины и ее глушение;

– передислокация оборудования ремонтной бригады;

– расстановка оборудования и монтаж подъемного агрегата;

– подъем мачты подъемного агрегата и монтаж рабочей площадки;

– разборка устьевого оборудования и монтаж ПВО.

Необходимо обратить особое внимание на следующие правила:

– глушение скважины производить необходимым количеством циклов, не допуская глушения в пласт (в лоб);

Рис. 2.25. Схема расположения оборудования, агрегатов и приспособлений при смене УЭЦН в скважине

– плотность жидкости глушения должна быть такой, чтобы столб жидкости не обеспечивал репрессии на пласт более 5-10%. Замеры плотности необходимо осуществлять в течение всего цикла закачки ЖГС в скважину. Жидкость глушения на растворном узле следует проверять на содержание количества взвешенных частиц (КВЧ) с отметкой в журнале.

ЖГС должна быть обработана спецдобавками для снижения вредного воздействия на ПЗП.

Процесс глушения определяет всю последующую работу скважины и напрямую влияет на вывод установки на режим. Все отклонения от технологии глушения приводят к блокированию или уменьшению притока жидкости из пласта и к перегреву погружного электродвигателя.

Рис. 2.26. Схема очистки стенок скважины скрепером

Скрепер через переводник соединяется с насосно-компрессорными трубами или бурильными трубами и спускается в скважину к интервалу очистки, как правило, в нижнюю его зону. При этом лезвие ножа направлено вверх – очистка производится снизу вверх. Создается избыточное давление жидкости от 10 до 50 атм. и производится подъем на длину рабочей трубы. Очистка колонны на подъем одной трубы (свечи) повторяется 3–5 раз, при этом спуск скребка вниз в первоначальное положение производится без давления. С целью упрощения технологии и сокращения времени очистку колонны производят как снизу вверх, так и сверху вниз путем спуска в скважину двух скребков, соединенных между собой патрубком.

На скважинах, подготавливаемых к эксплуатации установками ЭЦН, необходимо:

– очистить внутренние стенки обсадной колонны в интервале установки насоса скрепером;

– тщательно промыть с допуском НКТ (косой срез) до глубины ниже нижних отверстий перфорации до искусственного забоя, (объем промывочной жидкости не менее двух объемов скважины, темп прокачки не менее 13 л/с, окончание промывки после прекращения выпадения осадков "до чистой воды"). Промываются также скважины перед каждым спуском УЭЦН, у которых содержание механических примесей в жидкости больше допустимой нормы (0,1 г/л). Очень эффективны для очистки забоя вакуумные гидрожелонки. Принцип их действия основан на том, что в скважину спускается желонка, оснащенная специальным клапаном. При спуске клапан закрыт и во внутреннее пространство скважинная жидкость не поступает. После спуска гидрожелонки на забой клапан открывается и скважинная жидкость из затрубья устремляется в трубное пространство, подхватывая осадки с забоя;

– прошаблонировать до интервала установки УЭЦН. Спуск шаблона производится для проверки проходимости установки в местах искривления скважины. Длина шаблона должна соответствовать длине УЭЦН, но не менее 18 м; шаблон должен быть сплошной, жесткой конструкции. Диаметр шаблона выбирается в зависимости от типоразмера установки (табл. 2.2).

Таблица 2.2. Диаметры шаблонов

Диаметр и длина шаблона, используемого при подготовительных работах, указываются в плане работ и паспорте-формуляре.

Эксплуатирующиеся УЭЦН скважины должны иметь зумпф не менее 2 м, в случае его отсутствия необходимо произвести очистку забоя.

Рекомендуется в процессе подготовки (после промывки забоя) провести обработку призабойной зоны пласта (например, кислотная обработка, обработки растворителями, виброобработки и т. д.).

Подготовка НКТ

Очень важное значение при работе УЭЦН имеет состояние труб. К сожалению, современная практика далека от идеала по контролю движения НКТ, их подготовки.

Подготовка насосно-компрессорных труб (НКТ) осуществляется в соответствии с РД 39-2-132-78.

На трубной базе производятся гидравлические испытания, шаблонирование, маркировка и сортировка труб, а также калибровка резьб.

Непосредственно на скважине осуществляется наружный осмотр, повторное шаблонирование, укладка труб в порядке спуска в скважину и замер их длины.

Транспортировка труб на скважину производится специальным транспортом.

При погрузке между рядами труб укладываются деревянные прокладки, предохраняющие трубы от ударов. При этом концы труб не должны свешиваться или выступать за габариты транспортного средства более чем на 1 м. При разгрузке и укладке труб необходимо, чтобы их муфтовые концы были обращены к устью скважины. При этом не допускается сбрасывание труб, удары друг о друга, перетаскивание волоком.

При подготовке труб необходимо иметь запас из расчета на каждые 50-1000 м дополнительного резерва.

При визуальном осмотре труб на скважине определяется состояние наружной поверхности трубы, муфты и их резьбовых частей.

Шаблонирование труб необходимо производить специальным шаблоном при подъеме труб с мостков для спуска в скважину.

Подготовленные трубы необходимо уложить штабелями на стеллажи в порядке очередности спуска в скважину, а между рядами поместить деревянные прокладки. Торцы муфт каждого ряда труб должны находиться на одной общей прямой линии, а последующие вышележащие ряды – ступенчато отступать от каждого уложенного ряда на длину муфты.

Измерение длины трубы необходимо производить от свободного торца муфты до конца резьбовой части трубы с помощью проверенной стальной рулетки. Все сведения о подготовленных к работе трубах должны быть занесены в журнал "Мера труб".

Подготовка оборудования

Подъемный агрегат, оборудование и инструмент для ремонта скважин устанавливаются в соответствии со схемой расстановки оборудования при ремонте скважин.

Мостки, НКТ и площадка на устье скважины должны быть очищены от песка, грязи и парафина, должно быть подготовлено место для разгрузки узлов УЭЦН, в темное время освещенность устья должна быть не менее 100 лк, кабельного барабана – не менее 13 лк, талевая система отцентрирована относительно оси устья скважины. Это тоже очень важный момент, так как отклонение спускаемой установки от центра скважины может привести к задиру кабеля.

Рис. 2.27. Кабельный ролик подвешивается на высоте 5–6 м, радиус ролика не менее 420 мм

Очень ответственным является процесс разгрузки оборудования, так как установка очень хрупкая. При разгрузке необходимо оберегать узлы УЭЦН и кабель от ударов и повреждений.

Автонаматыватель (см. схему расстановки оборудования на кусте) размещается не менее 15 м от устья скважины в зоне видимости членов бригады. Продольная ось барабана автонаматывателя должна быть перпендикулярной поперечной оси барабана, проведенной через ось скважины. Кабель должен сходить с верхней части барабана.

Между устьем скважины и автонаматывателем через 2–3 м должны быть установлены подставки под кабель высотой около 1 м, препятствующие контакту кабеля с поверхностью земли. Кабельный ролик подвешивается на мачте подъемника, на высоте 5–6 м, радиус ролика должен быть не менее 420 мм. Оси вращения кабельного ролика и барабана должны быть перпендикулярны линии, условно проложенной от устья скважины к барабану, а центры ролика и барабана должны находиться на этой линии.

Рис. 2.28. Автонаматыватель располагается на расстоянии не менее 15 м от устья, через каждые 2–3 м устанавливаются подставки под кабель

Глава 3. Анализ рынка добычи нефти механизированным способом

3.1. Мировой рынок

Таблица 3.1. Распределение скважин ESP и рынки стран мира, 2011 г.

^{*В 2016 г. в России насчитывалось 90000 скважин с оборудованием УЭЦН.}

Рис. 3.1. Мировой рынок механизированной добычи ($ млн), 2011 г. (оценка Spears & Associates)

Рис. 3.2. Мировой рынок ESP по регионам (S), 2011 г.

Таблица 3.2. Доля компаний на глобальном рынке ESP ($), 2011 г.

^{*Доля других, отдельно взятых компании, на мировом рынке ESP не превышает 1,5%.}

Рис. 3.3. Доля компаний на глобальном рынке ESP ($), 2011 г.

Рис. 3.4. Основные компании на мировом рынке ESP по регионам, 2011 г.

Основные выводы по разделу:

1. Крупнейшими рынками ESP в мире являются: Россия – 37,1, США – 16,2 и Канада – 5,7% (суммарно около 60%).

2. Рынки всех стран Латинской Америки составляют 12,7, Ближнего Востока – 9,7, Африки – 8,5, Азии – 7,9% мирового рынка ESP.

3. ООО АК "Борец" занимает третье место в мире по объемам выручки среди компаний ESP.

4. Основные компании на мировом рынке ESP:

а) Centrilift (подразделение Baker Hughes (выручка Baker Hughes в 2011 г. – $19,8 млрд (доля ESP в общей выручке – 5,9%);

б) REDA (подразделение Schlumberger (выручка Schlumberger в 2011 г. – $39,5 млрд (доля ESP в общей выручке – 2,4%);

в) Wood Group (подразделение General Electric (выручка General Electric в 2011 г. – $147,3 млрд (доля ESP в общей выручке – 0,3%).

5. Российский рынок характеризуется самой низкой средней выручкой со скважины.

6. Доля компании "Борец" на рынках Латинской Америки, Африки и Ближнего Востока не превышает 3%.

7. Перспективными с точки зрения объемов рынка могут быть рынки Аргентины (2,3% мирового рынка ESP, особенность – значительное присутствие в нефтедобывающей отрасли китайских компаний), Индонезии (2,1% мирового рынка ESP, особенность – сервисный рынок).

8. Компания "Борец" – мировой лидер по объемам производства и реализации погружного оборудования.

3.2. Рынок ЭПО в России

Фонд скважин по способам эксплуатации по России, 2013 г.

Таблица 3.3. Информация ГП «ЦДУТЭК» (оперативные данные, 2013 г.)

Фонд нефтяных скважин, декабрь 2014 г.

Таблица 3.4. Фонд нефтяных скважин по России, 2014 г.

В краткосрочной перспективе добыча нефти в России стабилизируется на уровнях, достигнутых в 2015–2016 гг.

*Скважины, пробуренные до 2013 г.

Источники: REnergyCO, Лукойл, ЦДУ ТЭК

Рис. 3.5. Прогноз добычи нефти в России: краткосрочная перспектива: 1 — базовая добыча; 2 — бурение с 2013 года; 3 — ГТМ; 4 — новые месторождения; 5 — конденсат

*По данным 2016 г.

Источники: Лукойл, Минэнерго

Рис. 3.6. Прогноз добычи нефти в России: долгосрочная перспектива: 1 — удельные затраты на добычу**; 2 — налоги с выручки (экспертная пошлина и НДПИ)

Рынок нефтесервисных услуг будет расти.

Драйвером роста в перспективе 5–7 лет должны стать высокотехнологичные услуги

Источник: BCG

Рис. 3.7. Новые технологии нефтесервиса

 Рынок нефтесервисных услуг растет с 2013 г. с темпом около 10% в год. Среднесрочный прогноз – ускорение роста рынка до 12–15% в связи с ростом спроса на бурение и высокотехнологичные услуги (горизонтальное бурение, многостадийные ГРП, др.).

 Ключевым сегментом нефтесервиса остается бурение. Совместно с "сопутствующими услугами" сегмент бурения занимает около 45–50% рынка.

¹Курс доллара 2017 – 65 р., прогнозный период – 62 р.

Источник: REnergyCo

Рис. 3.8. Рынок нефтесервиса: 1 — рынок, долл.; 2 — рынок, руб.; П – прогноз

 В нефтедобывающей отрасли идет процесс консолидации. Из независимых НК остались компания «Лукойл» и МНК. Риск дальнейшего формирования «моноигрока».

 Тенденция к выделению собственных подразделений завершилась в 2010–2011 гг. "Роснефть" с 2011 г. активно наращивает внутренний сервис (буровые активы, ГРП-активы, "Таргин", др.). Риск дальнейшей инкорпорации, в том числе в направлении ремонта насосного оборудования.

 Перспективы: освоение высокотехнологичных услуг и претензия на долю иностранных сервисных игроков.

Источник: RenergyCo

Рис. 3.9. Рынок нефтесервиса: по заказчикам и подрядчикам: П – прогноз

Причины роста фонда ЭЦН и погружных объемных насосов с погружными электроприводами:

– ввод новых скважин в результате бурения;

– перевод ШГН на ЭЦН;

– перевод фонтанных скважин на ЭЦН.

Тенденция к росту фонда ЭЦН и снижению ШГН будет продолжаться.

Рис. 3.10. Тенденция к изменению фонда скважин в РФ: 1 — ШГН; 2 — ЭЦН; П – прогноз

Россия – крупнейший рынок ESP в мире ($ 1,8 млрд, 37,1% глобального рынка).

Основными потребителями на рынке ESP в РФ являются девять вертикально-интегрированных компаний, на долю которых приходится более 97,5% рынка.

Рис. 3.11. Рынок РФ по основным потребителям, 2011 г.

^{*Оценочно, исходя из средней стоимости сервиса 1000 р./сут}

Рис. 3.12. Рынок ESP РФ по потребителям и поставщикам, 2011 г.

Рис. 3.13. Структура свободного рынка РФ по основным потребителям (без учета собственного сервиса) без рынка трансформаторов и низкотемпературного кабеля, 2011 г.

Рынок РФ без учета собственного сервиса нефтяных компаний (Лукойл, Сургутнефтегаз, Татнефть, Башнефть), трансформаторов и низкотемпературного кабеля в 2011 г. составил $1,18 млрд (представлен на диаграмме по конкурентам).

Рис. 3.14. Распределение свободного рынка ESP РФ (без учета собственного сервиса) без рынка трансформаторов и низкотемпературного кабеля, 2011 г.

Рис. 3.15. Затраты нефтяных компаний РФ на закупку оборудования и сервис ESP и добычу (в среднем на одну скважину ESP), 2011 г.

Основные выводы по разделу:

Россия – крупнейший рынок УЭЦН в мире ($1,8 млрд, 37,1% глобального рынка).

Фонд скважин УЭЦН – 80 тыс. шт.;

90% рынка – оборудование 5 и 5А габарита.

Основными потребителями на рынке УЭЦН в РФ являются девять вертикально-интегрированных нефтяных компаний, на долю которых приходится более 97,5% рынка.