1458

В базе данных программы имеются характеристики насосных установок основных мировых производителей (в том числе — фирмы АЛНАС), зависимости для расчетов изменения давле­ ния, температуры, газосодержания и других параметров в любой точке интервала «забой — прием насоса», «прием насоса — выкид насоса», «выкид насоса — устье скважины».

Фирмой «ОКБ БН — КОННАС» со второй половины 1980-х годов активно внедрялся на нефтяных промыслах Советского Союза пакет прикладных программ (ППП) СПИНАКЕР, кото­ рый, по утверждению авторов, представлял собой экспертную систему, призванную обеспечивать высокую эффективность эк­ сплуатации нефтяных пластов, скважин и погружных центро­ бежных насосов. В данном пакете существует и решение задачи о подборе УЭЦН к нефтяной скважине, использующее боль­ шую базу данных.

Данная база содержит сведения о конструкции скважин, свой­ ствах пластовых флюидов, о характеристиках электроприводного насосного оборудования, и ретроспективы параметров техно­ логического оборудования. Необходимо отметить, что в данной методике, переложенной для расчета на совместимые с PC IBM компьютеры, применяется один из самых полных и имеющих наименьшее количество допущений алгоритмов подбора обо­ рудования к нефтяным скважинам [11]. Однако отсутствие до­ пущений, упрощающих алгоритм подбора, требует оператив­ ного получения самой полной и достоверной геолого-техни­ ческой информации, без которой применение ППП СПИНАКЕР становится нецелесообразным.

Несколько особняком стоит программный продукт, разрабо­ танный на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина и яв­ ляющийся частью программно-аппаратного комплекса системы диагностики работоспособности скважинных насосных устано­ вок [3].

Данная программа подбора и диагностики скважинного на­ сосного оборудования (как штангового, так и бесштангового — УЭЦН, УЭВН, УЭДН) имеет, кроме развитой базы данных (практически все выпускаемые в мире типоразмеры УЭЦН, винтовых и диафрагменных насосов) большое число первич­

ных датчиков, установленных на добывающих скважинах. Это позволяет получить оперативную промысловую информацию, необходимую для качественного подбора оборудования. Ме­ тодически программа подбора УЭЦН (работает в оболочке Windows) основана на положениях, рассмотренных в разделе 1 настоящей главы. Пакет указанных прикладных программ из­ вестен у нефтяников России под именем «Диагност», а ее бо­ лее поздние версии, направленные на подбор насосных уста­ новок для добычи нефти, — «Автотехнолог». В настоящее время программа «Автотехнолог» имеет очень широкое распростра­ нение в нефтяной промышленности России и позволяет про­ изводить подбор всех типов насосных установок для добычи нефти (УЭЦН, УЭВН, УЭДН, УШСН, УВНПП и т.д.) выпус­ каемых в мире, а также проводить виртуальную оптимизацию работы системы «пласт — скважина — насосная установка». Программа имеет также конверторы, позволяющие использо­ вать существующие на нефтяных промыслах базы данных по конструкции скважин и инклинометрии, по пластовым дан­ ным, по наличию оборудования на базах производственного обслуживания и на складах. Уточненные алгоритмы, удобный интерфейс и наличие нескольких «ноу-хау» привели к тому, что к концу 2001 г. программа «Автотехнолог» заняла доми­ нирующее положение на нефтяных промыслах Российской Фе­ дерации.

Еще одной методикой, имеющей программное переложе­ ние для работы на PC IBM и совместимых с ними машинах, является методика, разработанная на кафедре разработки не­ фтяных месторождений РГУ нефти и газа имени И.М. Губки­ на. Данная методика является продолжением работ П.Д. Ляпкова, И.Т. Мищенко, В.И. Игревского и А.Н. Дроздова. Про­ грамма адаптирована к быстрому подбору насосных установок к скважинам по ограниченному количеству основных исходных данных.

Программы подбора оборудования к скважинам были раз­ работаны в разное время в АО «Самаранефтегаз», АО «Тат­ нефть», АО «Башнефть», АО «Нижневартовскнефтегаз» и не­ которых других нефтедобывающих предприятиях. Все пере­ численные программы являются упрощенными с точки зре­ ния заложенных в них алгоритмов расчетов, но часто имеют

достаточную для решения сиюминутных технологических за­ дач точность и достоверность результатов.

Большое разнообразие методик и программ подбора устано­ вок погружных насосов для добычи нефти, предлагаемых отече­ ственными и зарубежными разработчиками, приводит к пробле­ ме рационального выбора среди них наиболее приемлемых для потребителей.

Основными критериями выбора программы подбора УЭЦН являются быстродействие, универсальность и подстраиваемость программы; наличие, качество и объем базы данных; объем внедрения УЭЦН или фонд эксплуатационных скважин; на­ личие или отсутствие у потребителя современной мощной вычислительной техники; сложность задачи и требуемая точ­ ность получаемых результатов; стоимость программного про­ дукта.

В зависимости от набора требуемых параметров программы подбора УЭЦН потребитель может выбрать для себя одну или несколько программ и подпрограмм, обеспечивающих его по­ требности в подборе оборудования и оптимизации работы не­ фтяных скважин.

Основные сведения о некоторых современных программах и алгоритмах подбора установок ЭЦН к нефтяным скважинам приведены в табл. 1.80.

1.8.4. Сравнение экономических показателей вариантов установки ЭЦН

При проверке нескольких вариантов оснащения скважины установками центробежных насосов необходимо срав­ нить их экономические показатели.по методике ОКБ БН. При­ чем проверяют наиболее характерные и различные для сравни­ ваемых установок затраты. Равные или примерно равные для установок затраты не учитывают (например, стоимость скважи­ ны, поверхностных трубопроводов, вспомогательного оборудо­ вания, обслуживания и т.д.). Для сравнения необходимо знать мощность, потребляемую установкой, капитальные вложения, амортизационные отчисления и наиболее характерные затраты на ремонт установок.

Мощность, потребляемая насосом, потери мощности в дви­ гателе и кабеле были определены в предыдущих разделах. КПД трансформатора можно принять равным 0,98. Тогда мощность, потребляемая ЭЦН, будет

где т\д — КПД двигателя при рабочем режиме.

Эти величины позволяют найти сумму энергетических затрат и платы за установленную мощность или за потребляемую элек­ троэнергию (Э).

В затратах на амортизацию основных средств (К) учтены все основные узлы установки.

Условные затраты на ремонт (Р) установок учитываются зат­ ратами на спуско-подъемные операции и на затраты базы по ремонту и обслуживанию установок погружных насосов.

Необходимо обратить внимание на то, что энергетические затраты состоят из оплаты энергии по счетчику (первая состав­ ляющая суммы) и платы за установочную мощность (вторая).

Стоимость оборудования берется по заводским прейскуран­ там. Результаты расчетов позволяют сравнить глубины подвес­ ки насосов, температуры двигателей и условные годовые затра­ ты. На основе этих данных выбирается наиболее рациональный вариант установки глубинного центробежного насоса.

1.9. ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ УСТАНОВОК ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ

Ремонт и обслуживание установок центробежных электронасосов производят на специальных заводах (г. Бугуль­ ма, г. Тюмень) и в специальных сервисных предприятиях, вхо­ дящих в состав нефтяных компаний (например — Мегионская база обслуживания электропогружных установок, Юганское ЭПУСервис) или в состав фирм-производителей УЭЦН (например

— АЛНАС-Сервис). Рассмотрим структуру и функциональную роль отдельных производственных подразделений этих предпри­

ятий.

Группа проката оборудования собирает и анализирует пол­ ную информацию о работающих в скважинах, требующих ремонтэ. находящихся в ремонте и готовых к отправке на скважины установках центробежных насосов. Группа проводит комп­ лектацию узлов установки, испытания отремонтированного обо­ рудования, доставку его на скважины и со скважин.

Технология ремонта УЭЦН предусматривает следующие опе­ рации:

„очистка наружной поверхности насоса, электродвигателя и гидрозащиты;

—разборка насоса, электродвигателя и гидрозащиты, мойка деталей;

—дефектовка деталей, замена или восстановление вышед­ ших из строя деталей;

—сборка насоса, электродвигателя и гидрозащиты;

—испытание узлов установки и установки в сборе.

Все работы по ремонту УЭЦН выполняет специализиро­ ванная бригада. Механическая мастерская осуществляет ре­ монт технологического оборудования и изготовление отдельных деталей.

Насосы, отработавшие 6 лет и более, списывают. Разрешается повторно использовать следующие узлы и дета­

ли: аппараты направляющие, имеющие износ опорного бурта не более 0,5 мм и не имеющие задиров и дефектов на опорной поверхности; рабочие колеса в сборе, имеющие износ опорной поверхности текстолитовой шайбы це более 0,5 мм и не имею­ щие задиров на этой поверхности.

При сборке насоса все детали очищают от стружки, эмуль­ сии и других загрязнений и смазывают индустриальным мас­ лом И-5А или И-8А (ГОСТ 20799-88) или трансформаторным (ГОСТ 982-80) с добавлением консервирующей присадки АКОР-1 (ГОСТ 15171-78) количестве 5 %.

Резиновые уплотнительные кольца при сборке смазывают глицерином.

При сборке текстолитовые шайбы рабочих колес плотно под­ гоняют к колесу. Рабочие колеса вдоль вала должны переме­ щаться без заедания от усилия руки. Пакет ступеней насоса, собранный на валу, должен свободно входить в корпус насоса. Затяжку направляющих аппаратов в корпус секции насоса и ос­ нования головки осуществляют при помощи шарнирных клю­ чей крутящим моментом 800—1000 Нм. Вал секции должен плав­ но проворачиваться при приложении вращающего момента не более 6 Н м. Окончательно в собранном насосе вал должен по­ ворачиваться без заедания при приложении крутящего момента не более 8,5 Н м.

После ремонта все насосы подвергают контрольному ис­ пытанию. Проверяют напорную характеристику насоса при номинальном, максимальном и минимальном значениях по­ дачи. Испытание насосов проводят на воде. Перед испытани­ ем каждый насос подвергают обкатке на воде на номиналь­ ном режиме в течение 2 часов. На консервационной жидко­ сти насосы гидравлической мощностью до 35 кВт испытыва­ ют в течение 0,5 ч, а насосы с гидравлической мощностью свыше 36 кВт — в течение 1 ч. После испытания на воде каж­ дую секцию насоса подвергают разборке для ревизии и удале­ ния воды.

На поверхности ловильной головки насоса ударным спосо­ бом наносят наименование или товарный знак предприятия, номер капитального ремонта с индексом «Р», дату ремонта.