Особенности установки с приводом от вентильного двигателя.

· Меньшая в 2-3 раза длина, чем у УЭЦН с приводом от асинхронных двигателей. Это обусловливает меньшую материалоемкость, резко снижает количество запасных частей, требующихся для проведения капитальных и текущих ремонтов, короткие установки более удобны в эксплуатации при сложной геометрии ствола скважины.

· Высокий КПД двигателя (92% против 85% серийных УЭЦН) за счет использования пакетов ротора с постоянными магнитами.

· Возможность плавно регулировать частоту вращения вала от 0 до 6000 об/мин и, следовательно, производительность установки.

Внедрение установок на основе вентильного двигателя в перспективе позволит добиться значительного экономического эффекта.

Во-первых, за счет существенного увеличения КПД установки экономится электроэнергия.

Во-вторых, при запуске, выводе на режим и эксплуатации оборудования часто возникает задача регулирования меняющихся параметров системы насос-скважина. Вентильный двигатель позволяет, регулируя производительность УЭЦН, оперативно реагировать на изменение величин дебита, динамического уровня и поддерживать работу УЭЦН практически без остановки с постоянно оптимальным КПД и в перспективе автоматизировать этот процесс. В этой ситуации для УЭЦН с «обычным» асинхронным двигателем потребуются различные действия (штуцирование, изменение глубины подвески и т.п.), которые не всегда положительно влияют на КПД установки и в итоге приводят к большому износу оборудования, повышенному расходу электроэнергии, а при достаточно больших отклонениях параметров оборудования и скважины, установку приходится поднимать. Отсюда затраты: стоимость монтажа-демонтажа, потери при простое скважины, стоимость другого оборудования и т.д. Применение вариаторов частоты оборотов для асинхронных двигателей также потребует дополнительных затрат.

В настоящее время установки проходят заводские и промысловые испытания. Ведется активная подготовка серийного производства на ОАО «Алнас». Для управления приводом УЭЦН на основе вентильного двигателя рекомендуется применение станций управления типа «АЛСУ» производства ОАО «Алнас».

По состоянию на 05.2004 года на Павловском месторождении находится в эксплуатации 24 газовых скважины (рис. 6.1.1) эксплуатирующих пласт С_2vr. Для условий газовой залежи Павлолвского месторождения оборудование и технология эксплуатации газовых скважин аналогичны технологии эксплуатации фонтанирующих и газлифтных нефтяных скважин.

Для эксплуатации газовых скважин Павловского месторождения рекомендуется фонтанная арматура, рассчитанная на давление 21 МПа тройникового типа. Исходя из того, что скорость газожидкостной смеси в проходных каналах арматуры не более 5-10 м/с, рекомендуется использовать фонтанную арматуру с условным проходом 65 мм. Статическое давление составляет 11-14, 5 МПа. Этим техническим параметрам соответствуют фонтанные арматуры (ближайший типоряд) типа АФК 65х21. При эксплуатации месторождений, содержащих агрессивные компоненты, оборудование подвергается интенсивной коррозии. Поэтому в конструкциях скважин необходимо предусматривать надежную подачу газа при заданных технологических режимах эксплуатации, защиту от коррозии и возможности аварийного фонтанирования.

Опыт разработки месторождений, в газах которых содержится сероводород и углекислый газ, показывает, что можно применять типовые конструкции скважин. В эксплуатационную колонну спускают НКТ. Башмак НКТ целесообразно устанавливать на уровне нижних перфорационных отверстий, что предотвращает образование жидкостных пробок. В ином случае забойные пробки, перекрывая нижние продуктивные интервалы, вызывают снижение дебитов скважин, избирательное дренирование, а значит и преждевременное обводнение эксплуатационных скважин. Затрубное пространство изолируют одним или двумя пакерами и заполняют ингибитором, который подают на забой.

В фонтанных трубах устанавливают предохранительный клапан-отсекатель, циркуляционный и ингибиторный клапаны, входящие в комплекс скважинного подземного оборудования КПГ и КПП. (рис.6.1.2)

Комплекс скважинного оборудования предназначен для автоматического закрытия скважины в случае разгерметизации устья скважины и фонтанных труб и аварийного увеличения дебита скважины. В комплекс входят пакеры, клапаны-отсекатели, циркуляционные клапаны, ингибиторные клапаны, замки, посадочные ниппели, телескопические соединения, скважинные камеры, уравнительные клапаны и приспособления, а также инструмент для спуска и установки скважинного оборудования.

Комплекс скважинного оборудования типа КПГ, так же, как НКТ, и наземное устьевое оборудование должен быть в коррозионно-стойком исполнении.