ГОСТ Р 56830-2015. Национальный стандарт Российской Федерации. Нефтяная и газовая промышленность. Установки скважинных электроприводных лопастных насосов. Общие технические требования

5 Общие требования к установкам скважинных электроприводных лопастных насосов

 

5.1 Условия эксплуатации

5.1.1 Установки электроприводных лопастных насосов предназначены для добычи пластовой жидкости (смесь нефти, попутной воды, минеральных примесей и нефтяного газа) из нефтяных скважин.

Примечание - По согласованию с изготовителем установки могут быть использованы для добычи воды из водозаборных скважин.

 

5.1.2 Погружная часть УЭЛН эксплуатируется в условиях среды пластовой жидкости (в скважинных условиях). Скважинным условиям присвоены условные обозначения в соответствии с таблицами 1 и 2. Их совокупность для конкретной установки является кодом скважинных условий.

 

Таблица 1

 

Структура кода скважинных условий

 

Порядковый номер элемента кода	1	2	3	4	5	6	7
Элемент кода	Код:	МX	АX	СX	ГX	КX	ТX

 

Таблица 2

 

Расшифровка элементов кода скважинных условий

 

Порядковый номер элемента кода	Расшифровка элементов кода - условных обозначений показателей скважинных условий
1	Код:
2	Диапазон изменения числа взвешенных твердых частиц (КВЧ), мг/л: М1: 0 <= КВЧ <= 200; М2: 200 < КВЧ <= 500; М3: 500 < КВЧ <= 1000
3	Диапазон изменения концентрации абразивных частиц с твердостью 6 и более баллов по шкале Мооса во взвешенных твердых частицах, мг/л: А1 = 0; 0 < А2 <= 20; 20 < А3 <= 70; 70 < А4 <= 100
4	Солеотложение, подразделяется на 2 группы: С1 - ранее отсутствовали отказы установок по причине солеотложений; С2 - ранее были зафиксированы отказы установок по причине солеотложений
5	Диапазон изменения содержания газа на входе в насос по объему: 0 <= Г1 <= 10%; 10 < Г2 <= 25%; 25 < Г3 <= 35%; 35 < Г4 <= 55%; 55 < Г5 <= 75%
6	Степень агрессивного воздействия среды в зависимости от коррозионного проникновения в миллиметрах в год, в соответствии с [1] подразделяется на 3 группы: К1 < 0,1 - слабоагрессивная; 0,1 <= К2 < 0,5 - среднеагрессивная; К3 >= 0,5 - сильноагрессивная
7	Диапазон изменения температуры пластовой жидкости в месте подвески УЭЛН, °C: Т1 <= 90; Т2 <= 130; Т3 <= 150; Т4 <= 180
Примечание - Элементы 2, 3, 5 определяют по специальным методикам.

 

Пример - Условное обозначение кода скважинных условий, которые характеризуются следующими показателями:

- КВЧ - от 250 до 300 мг/л;

- концентрация абразивных частиц с твердостью 6 и более баллов по шкале Мооса - от 5 до 10 мг/л;

- слабоагрессивная коррозионная среда;

- содержание газа по объему на входе в насос по расчетам составляет от 25% до 30%;

- отказы установок по причине коррозии ранее не наблюдались;

- температура пластовой жидкости в месте подвески установки 107 °C.

Код скважинных условий М2 А2 С1 Г3 К1 Т2.

5.1.3 Диапазоны изменений характеристик скважинных условий следующие:

- плотность жидкости: от 700 до 1400 кг/м³;

- вязкость жидкости при откачке центробежными и диагональными насосами приведена в приложении А;

- водородный показатель попутной воды pH: от 5 до 8,5;

- максимальное содержание попутной воды: 100%.

5.1.4 Условия эксплуатации наземной части УЭЛН приведены в разделах 9, 10 и 12.

5.1.5 Код скважинных условий присваивается УЭЛН и ее погружным компонентам в соответствии с ее конструкцией и заданной надежностью.

5.1.6 Исполнение всех погружных компонентов в пределах одной установки должно иметь одинаковый код скважинных условий. Допускается в обоснованных случаях комплектование установки компонентами, имеющими различный код скважинных условий. При этом код скважинных условий УЭЛН должен присваиваться, исходя из минимальной группы параметров скважинных условий, входящих в ее состав погружных компонентов.

5.1.7 Конструктивное исполнение УЭЛН и ее компонентов должно соответствовать скважинным условиям и обеспечивать безотказную эксплуатацию оборудования в пределах гарантийного срока.