Рославльское нефтяное месторождение (стр. 8 из 14)
Направляющие аппараты сочленяются между собой по периферийным частям, в нижней части корпуса они все опираются на нижний подшипник и основание, а сверху через корпус верхнего подшипника зажаты в корпусе.
Газосепараторы ЭЦН Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 % (до 55 %) по объему свободного газа, к насосу подсоединяется модуль насосный – газосепаратор. Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией. Наиболее эффективны газосепараторы центробежного типа, в которых фазы разделяются в поле центробежных сил. При этом жидкость концентрируется в периферийной части, а газ - в центральной части газосепаратора и выбрасывается в затрубное пространство. Газосепараторы серии МНГ имеют предельную подачу 250¸500 м3/сут, коэффициент сепарации 90%, массу от 26 до 42 кг. Погружные электродвигатели ПЭД - погружные трехфазные коротко замкнутые двухполюсные маслонаполненные обычного и коррозионно-стойкого исполнения унифицированной серии ПЭДУ и в обычном исполнении серии ПЭД модернизации Л (рис.2.2). Гидростатическое давление в зоне работы не более 20 МПа. Номинальная мощность от 16 до 360 кВт, номинальное напряжение 530¸2300 В, номинальный ток 26¸122,5 А. Гидрозащита двигателей ПЭД предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса. Гидрозащита состоит либо из одного протектора, либо из протектора и компенсатора. Могут быть три варианта исполнения гидрозащиты.
Рисунок 3.2 - Электродвигатель серии ПЭДУ:
1 – соединительная муфта; 2 – крышка; 3 – головка; 4 – пятка; 5 – подпятник; 6 ‑ крышка кабельного ввода;7 – пробка; 8 – колодка кабельного ввода; 9 – ротор; 10 – статор; 11 – фильтр; 12 – основание.
Кабельная линия представляет собой кабель в сборе, намотанный на кабельный барабан. Кабель в сборе состоит из основного кабеля - круглого КПБК (кабель, полиэтиленовая изоляция, бронированный, круглый) или плоского - КПБП (рис. 2.3), присоединенного к нему плоского кабеля с муфтой кабельного ввода (удлинитель с муфтой).
Кабель состоит из трех жил, каждая из которых имеет слой изоляции и оболочку; подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы круглого кабеля скручены по винтовой линии, а жилы плоского кабеля - уложены параллельно в один ряд.
Рисунок 3.3 - Кабели:
а – круглый; б – плоский; 1 – жила; 2 – изоляция; 3 – оболочка; 4 – подушка; 5 - броня
Кабель КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначен для эксплуатации при температуре окружающей среды до+160оС.
Система термоманометрическая ТМС - 3 предназначена для автоматического контроля за работой погружного центробежного насоса и его защиты от аномальных режимов работы (при пониженном давлении на приеме насоса и повышенной температуре погружного электродвигателя) в процессе эксплуатации скважин. Имеется подземная и наземная части.
Диапазон контролируемого давления от 0 до 20 МПа. Диапазон рабочих температур от 25 до 105оС. Масса общая - 10,2 кг.
Комплексная трансформаторная подстанция погружных насосов – (КТППН) предназначена для питания электроэнергией и защиты электродвигателей погружных насосов из одиночных скважин мощностью 16¸125 кВт включительно. Номинальное высокое напряжение 6 или 10 кВ, пределы регулирования среднего напряжения от 1208 до 444 В (трансформатор ТМПН100) и от 2406 до 1652 В (ТМПН160). Масса с трансформатором 2705 кг.
Комплектная трансформаторная подстанция (КТППНКС) предназначена для электроснабжения, управления и защиты четырех центробежных электронасосов с электродвигателями 16¸125 кВт для добычи нефти в кустах скважин, питания до четырех электродвигателей станков-качалок и передвижных токоприемников при выполнении ремонтных работ. КТППНКС рассчитана на применение в условиях Крайнего Севера и Западной Сибири.
3.2. Анализ наработки на отказ применяемых ЭЦН в ОАО «Аганнефтегазгеология» НК «Русснефть» по заводам - изготовителям
Рассмотрим сравнительную наработку на отказ отечественных и зарубежных насосов. Как видно из диаграммы на рис.2.4, на предприятии используются ЭЦН различных отечественных и зарубежных фирм-производителей: «Борец», «Новомет», «Лемаз», «Алнас», Centrilift, Schlumberger и др.
Рисунок 3.4 - Анализ наработки на отказ по заводам - изготовителям
Анализ приведенной диаграммы показал наибольшую эффективность наработки на отказ зарубежных насосов по сравнению с отечественными. Наибольшая наработка на отказ наблюдается у фирмы Schlumberger – 1524 сут. Из отечественных насосов самая высокая наработка на отказ – Борец и Алмаз -326 и 299 суток соответственно.
Рисунок 3.5- Анализ наработки на отказ нового оборудования по отечественным заводам -изготовителям
Анализ наработки на отказ нового оборудования по отечественным заводам изготовителям показал высокий рост таких отечественных производителей насосов как Алмаз и Борец.
Рисунок 3.6 - Наработка на отказ импортных УЭЦН
по пластам на 01.01.07 г.
Увеличивается наработка на отказ импортных УЭЦН по пластам от 250 до 821 сут., что показывает эффективность использования импортных насосов по сравнению с отечественными.
Рисунок 3.7 – Причины отказов УЭЦН.
Наименьший процент составляет бесконтрольная эксплуатация 0,8 – 1%. От 10 – до 12% отказов УЭЦН составили причины по ГТМ и коррозии оборудования. От 4 до 9% наработка на отказ составляет по некачественным СПО.
Проведем сравнительный анализ применения импортных и отечественных УЭЦН двухопорного исполнения на фонде скважин в 2007 г. (табл. 3.1., 3.2).
Общее количество скважин в фонде на 01.01.2007г. составило 62 скважины, из них по пластам распределение следующее:
Пласт Б8 – 27 скважин;
Пласт Ю – 35 скважин.
Как видно из таблицы 2.1, самое большее количество наработки на отказ – 821 суток приходится на фонд скважин с УЭЦН, работающих на пластах группы Б8. Наименьшее количество суток отработано на скважинах пласта Ю -250 суток.
Планируемое к применению оборудование в течение 2007 года составило 47 скважины, в т.ч. ремонтное – 37, закупка нового оборудования -10 единиц.
Таблица 3.1 – Наработка на отказ при использовании импортных УЭЦН
| Пласт | Наработка на отказ, сут. | Фонд скважин на 1.01.07 | Ожидаемое количество отказов в 2007 г. | Планируемое к применению оборудование в течении 2007 г. |
| Б8 | 821 | 27 | 5 | 19 |
| Ю | 250 | 35 | 41 | 28 |
| Итого: | 62 | 46 | 47 | |
| Ремонтное | 37 | |||
| Закуп | 10 | |||
Из проведенного анализа следует, что количество отказов при использовании импортных УЭЦН увеличивается по сравнению с ожидаемыми показателями по пластам.
В табл.3.2 показан расчет количества отказов при использовании отечественных УЭЦН специального исполнения. Как видно из данных таблицы, наработка на отказ УЭЦН специального исполнения такая же, как и импортных УЭЦН – на скважинах пласта Б8 – 556 суток, что на 309 суток больше самого низкого показателя наработки на отказ по пласту Ю.
Таким образом, можно сделать вывод о том, что количество отказов растет при использовании отечественных УЭЦН специального исполнения, по сравнению с импортными УЭЦН.
Таблица 3.2 – Наработка на отказ при использовании отечественных УЭЦН специального исполнения
| Пласт | Наработка, сут. | Фонд на 1.01.07 | Ожидаемое количество отказов в 2007 г. | Планируемое к применению оборудование в течении 2007 г. |
| Б8 | 556 | 27 | 12 | 19 |
| Ю | 147 | 35 | 54 | 28 |
| Итого: | 62 | 66 | 47 |
Таким образом, по результатам анализ работы механизированного фонда скважин в ОАО «Аганнефтегазгеология» можно сделать вывод о том, что наработка на отказ по заводам - изготовителям в среднем изменяется от 150 до 1500 суток; по пластам в среднем составляет 360-400 суток с учетом использования импортных ЭЦН.
Увеличения наработки на отказ по фонду добывающих скважин можно ожидать за счет оптимизации работы скважин, оборудованных УЭЦН.
Следует обратить особое внимание на работу погружного оборудования УЭЦН в условиях повышенного выноса мехпримесей, АСП-отложений, повышенного газосодержания на приеме ЭЦН.
3.3 Мероприятия по улучшению работы УЭЦН
Поскольку основным способом нефтедобычи на Рославльском месторождении является добыча при помощи УЭЦН, то необходимость проведения мероприятий по улучшению работы скважин и защите УЭЦН от вредного влияния газа, механических примесей, а также от агрессивной продукции скважин является мероприятиями первостепенной важности.
Проводя эти мероприятия, предприятие не только продлевает срок службы оборудования, но и получает дополнительную добычу нефти.