Структура и содержание курсового проекта по эксплуатации скважин с УЭЦН

Часть 1. Технико-технологический раздел, который составляет ядро проекта

Введение курсового проекта закладывает фундамент для всей последующей работы. Здесь необходимо четко обосновать актуальность выбранной темы. Следует начать с констатации факта, что установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) являются основным способом механизированной добычи нефти в России, обеспечивая от 50% до 90% всего объема. Этот тезис немедленно подчеркивает, что грамотный подбор и эксплуатация данного оборудования напрямую влияют на экономическую эффективность и рентабельность разработки месторождений в целом.

Далее формулируется главная цель курсового проекта: на основе предоставленных исходных данных по скважине и пласту спроектировать оптимальный технологический режим работы скважины, оборудованной УЭЦН. Таким образом, введение очерчивает круг инженерных задач, которые будут решены в основной части, и задает строгий, академический тон всему исследованию.

Анализ исходных данных и характеристика объекта

Этот раздел является фундаментом для всех последующих инженерных расчетов. Его цель — систематизировать и представить всю информацию, на основе которой будет производиться выбор оборудования. Качество этого анализа напрямую определяет корректность итогового решения. В работе необходимо детально описать следующие ключевые параметры:

• Конструкция скважины: Указываются внутренние диаметры и глубины спуска всех колонн (кондуктора, промежуточной, эксплуатационной). Это определяет максимально допустимый габарит погружного оборудования.
• Геометрия ствола: Критически важны данные по кривизне, особенно в интервале предполагаемого спуска УЭЦН. Отклонение ствола не должно превышать 60 градусов, а темп набора кривизны — 2 градуса на 10 метров.
• Характеристики пласта и флюида: Приводятся данные о пластовом давлении, температуре (которая может достигать 150°C), свойствах скважинной жидкости — ее плотности (до 1400 кг/м³), вязкости, газосодержании (доля свободного газа может составлять 25-65%) и обводненности (вплоть до 99%).

Понимание этих параметров имеет решающее значение. Например, высокая температура потребует термостойкого исполнения кабеля и ПЭД, а наличие свободного газа — обязательной установки газосепаратора для стабильной работы насоса.

Компоненты погружной части УЭЦН как единый комплекс

Погружное оборудование УЭЦН — это не просто набор отдельных узлов, а единая технологическая система, длина которой может превышать 50 метров. Отказ любого из ее элементов приводит к остановке всей установки и дорогостоящему ремонту. В курсовом проекте важно описать компоненты последовательно, двигаясь по компоновке снизу вверх:

1. Погружной электродвигатель (ПЭД): Это «сердце» всей установки, которое приводит в движение насос. Его вал вращается с частотой 2800-2950 об/мин, обеспечивая необходимую мощность.
2. Гидрозащита (протектор): Устанавливается между ПЭД и насосом. Ее главная задача — предотвратить попадание пластовой жидкости в двигатель и компенсировать температурные расширения масла в ПЭД.
3. Насос (ЭЦН): Основной рабочий орган, отвечающий за подъем жидкости. Он имеет модульную конструкцию и состоит из секций, в которых на общем валу размещены рабочие колеса и направляющие аппараты. Общее число ступеней может достигать 400 и более.
4. Газосепаратор или диспергатор: Устанавливается на приеме насоса при высоком содержании свободного газа для его отделения от жидкости и предотвращения срыва подачи.
5. Обратный и сливной клапаны: Обратный клапан предотвращает обратное вращение насоса под столбом жидкости после остановки, а сливной — позволяет слить жидкость из НКТ перед подъемом оборудования.

Такое системное описание подчеркивает взаимосвязь и важность каждого элемента для надежной и долговечной работы всего погружного агрегата.

Наземное оборудование, которое обеспечивает энергию и управление

Эффективная работа погружного агрегата была бы невозможна без наземного комплекса, который обеспечивает его электропитанием и осуществляет функции контроля и управления. В состав наземного оборудования входят три ключевых компонента, связанных между собой и с подземной частью через силовой кабель:

• Трансформатор (ТМПН): Повышает напряжение промысловой сети до уровня, необходимого для работы глубинного электродвигателя с учетом потерь в длинном кабеле.
• Станция управления (СУ): Это «мозг» всей системы. Она не только осуществляет пуск и остановку двигателя, но и обеспечивает его комплексную защиту от аномальных режимов работы (перегрузки, недогрузки, низкого сопротивления изоляции).
• Устьевое оборудование (ОУЭН): Включает в себя колонную и трубную головки, а также фонтанную арматуру. Его главные функции — герметизация устья скважины, подвеска колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с УЭЦН и кабелем, а также направление потока добываемой продукции в выкидную линию.

Кабельная линия и устьевая обвязка как связующие звенья

Критически важным элементом, соединяющим наземную и погружную части установки, является погружной кабель. Это единственная артерия, по которой к двигателю подается электроэнергия, и ее целостность — залог работоспособности всей системы. Длина кабеля напрямую зависит от глубины спуска УЭЦН.

В зависимости от зазора между корпусом УЭЦН и эксплуатационной колонной применяются два основных типа кабеля:

• Круглый (КРБК): Используется в скважинах с достаточным зазором, является стандартным и более дешевым вариантом.
• Плоский (КПБК): Применяется в условиях малого зазора, где круглый кабель может быть поврежден при спуске или эксплуатации.

В свою очередь, устьевая арматура выполняет не менее важную роль, обеспечивая полную герметизацию затрубного пространства и надежное крепление кабельного ввода, тем самым предотвращая утечки нефти и газа на поверхность.

Алгоритм подбора оборудования под конкретные условия скважины

Подбор УЭЦН — ключевой этап курсового проекта, представляющий собой четкую инженерную процедуру. Его необходимо выполнять в строгой последовательности, чтобы обеспечить максимальную эффективность и надежность установки.

1. Определение исходных параметров: На основе данных о продуктивности скважины рассчитываются требуемый дебит жидкости (м³/сут) и необходимый напор (м), который насос должен развить для подъема этого объема на поверхность.
2. Выбор габарита насоса: Типоразмер (габарит) установки выбирается строго исходя из внутреннего диаметра эксплуатационной колонны. Например, для колонны 130 мм подходит насос габарита 5А (внешний диаметр 103 мм), а для колонны 148.3 мм — габарит 6 (внешний диаметр 114 мм).
3. Определение параметров насоса и ПЭД: По выбранному габариту и требуемому дебиту подбирается конкретная марка насоса. Далее, по его рабочей характеристике (графику зависимости напора и КПД от подачи) определяется оптимальное число ступеней для создания нужного напора. Исходя из этого рассчитывается требуемая мощность и подбирается соответствующий погружной электродвигатель (ПЭД).
4. Финальная проверка: Все выбранные элементы — насос, ПЭД, гидрозащита, кабель, станция управления и трансформатор — проверяются на совместимость и соответствие условиям эксплуатации (температура, давление, состав флюида).

Анализ осложнений, снижающих эффективность работы УЭЦН

Работа УЭЦН в реальных скважинных условиях всегда сопряжена с рядом осложняющих факторов, которые могут значительно сократить межремонтный период (МРП), составляющий в среднем до 600 суток. В курсовом проекте важно не просто подобрать оборудование, но и проанализировать потенциальные риски. Основные осложнения можно систематизировать следующим образом:

• Влияние свободного газа: Попадание газа на прием насоса приводит к срыву подачи, падению КПД, перегреву ПЭД и, в конечном итоге, к отказу установки.
• Механические примеси: Абразивный износ рабочих органов насоса частицами песка и проппанта (концентрация может достигать 0.1-3 г/л) приводит к быстрому падению напорных характеристик.
• Отложения солей и парафинов: На рабочих органах насоса и на внутренней поверхности НКТ могут образовываться отложения неорганических солей или парафина, что «зарастащивает» проходное сечение и ведет к снижению дебита и перегрузке двигателя.
• Коррозия: Агрессивные компоненты пластовой жидкости (например, сероводород) вызывают коррозионное разрушение корпуса и внутренних деталей оборудования, снижая его прочность и герметичность.

Грамотный анализ этих факторов позволяет заранее предусмотреть меры защиты: установку газосепараторов, применение износостойких или коррозионностойких материалов и разработку программы ингибиторной защиты.

Часть 2. Автоматизация и безопасность как современные стандарты отрасли

Роль автоматизированных систем в оптимизации и защите оборудования

Современная УЭЦН — это не просто «насос в трубе», а сложный киберфизический объект, управляемый интеллектуальными системами. Автоматизированные системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) являются неотъемлемой частью эффективной эксплуатации, решая сразу несколько ключевых задач:

• Дистанционный контроль и управление: Оператор может в реальном времени отслеживать параметры работы установки (дебит, температуру, уровень жидкости в скважине) и при необходимости корректировать режим.
• Защита оборудования: Станция управления автоматически отключает установку при возникновении аварийных режимов (перегрузка, недогрузка, срыв подачи), предотвращая серьезные поломки.
• Оптимизация работы: Современные интеллектуальные системы управления способны самостоятельно выводить УЭЦН на оптимальный режим, поддерживать его и адаптироваться к изменяющимся условиям скважины, минимизируя энергопотребление.

Современные технологии, такие как применение устьевых струйных устройств (УСУ) в комплексе с АСУ ТП, позволяют эффективно бороться с влиянием газа, снижая давление в затрубном пространстве и увеличивая стабильность работы и дебит скважины.

Вопросы охраны труда и окружающей среды при эксплуатации УЭЦН

Инженерная деятельность неразрывно связана с ответственностью, поэтому данный раздел является обязательной частью курсового проекта. Необходимо продемонстрировать понимание стандартов безопасности. Следует рассмотреть два ключевых аспекта.

Охрана труда: Необходимо описать основные требования безопасности при обслуживании наземного оборудования УЭЦН. Это включает проведение регулярных инструктажей для персонала, обязательное применение средств индивидуальной защиты (СИЗ), соблюдение правил электробезопасности при работе с высоковольтным оборудованием и безопасное проведение ремонтных работ, которые являются потенциально опасными операциями.

Охрана окружающей среды: Главный экологический риск связан с возможными разливами нефти и нефтесодержащей жидкости во время проведения подземных ремонтов скважин или при негерметичности устьевого оборудования. В проекте необходимо перечислить стандартные мероприятия по минимизации этих рисков: использование поддонов, обваловка устья, своевременная утилизация отходов и разработка плана по ликвидации аварийных разливов нефти.

Заключение, где формулируются ключевые выводы проекта

В заключительной части курсовой работы необходимо кратко и емко подвести итоги проделанной работы, подтвердив достижение поставленной во введении цели. Выводы должны быть структурированы и отражать основные результаты, полученные в ходе проектирования.

Следует четко сформулировать, что по результатам анализа исходных данных по скважине и пласту было подобрано конкретное оборудование (указать марку УЭЦН, ПЭД, тип кабеля), которое обеспечит заданный дебит в данных условиях эксплуатации. Важно перечислить, какие основные осложняющие факторы (например, высокое содержание газа или мехпримесей) были учтены при выборе компоновки. В завершение указывается, что в проекте предусмотрены современные решения по автоматизации для оптимизации режима работы и защиты оборудования, а также разработаны мероприятия по охране труда и окружающей среды. Финальная фраза должна констатировать, что цель курсового проекта — спроектировать технологический режим работы скважины — успешно достигнута.

Список использованной литературы

1. Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин Ю.А. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин», Москва, «Недра», 1989 г.
2. Абдулов Г.Х. «Добыча нефти и газа», Москва, «Недра», 1983 г.
3. Василевский В.Н. «Оператор по исследованию скважин», Москва, «Недра», 1983 г.
4. Муравьев В.М. «Справочник мастера по добыче нефти», Москва, «Недра», 1979 г.
5. Муравьев В.М. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин». Москва, «Недра», 1978 г.