Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Техника и технология эксплуатации нефтяных скважин установками центробежных электронасосов (УЭЦН) (оборудование, режим эксплуатации скважины, исследование скважины, осложнения эксплуатации).
Установки электрических погружных центробежных насосов относятся к классу бесштанговых установок и играют в нефтедобывающей промышленности России определяющую роль по объему добываемой нефти. Они предназначены для эксплуатации добывающих скважин различной глубины с различными свойствами добываемой продукции: безводная маловязкая и средней вязкости нефть; обводненная нефть; смесь нефти, воды и газа. Естественно, что и эффективность эксплуатации скважин УЭЦН может существенно различаться, т.к. свойства откачиваемой продукции влияют на выходные параметры установки. Кроме того, УЭЦН имеют неоспоримые преимущества перед штанговыми установками не только за счет переноса приводного электродвигателя на забой и ликвидации колонны штанг, что существенно повышает КПД системы, но и за счет значительного диапазона рабочих подач (от нескольких десятков до нескольких сотен м3/сут) и напоров (от нескольких сотен до нескольких тысяч метров) при сравнительно высокой наработке установки на отказ. Принципиальная схема УЭЦН приведена на рисунке 5. Установка состоит из двух частей: наземной и погружной. Наземная часть включает автотрансформатор 1; станцию управления 2; иногда кабельный барабан 3 и оборудование устья скважины 4. Погружная часть включает колонну НКТ 5, на которой погружной агрегат спускается в скважину; бронированный трехжильный электрический кабель 6, по которому подается питающее напряжение погружному электродвигателю и который крепится к колонне НКТ специальными зажимами 7. Погружной агрегат состоит из многоступенчатого центробежного насоса 8, оборудованного приемной сеткой 9 и обратным клапаном 10. Часто в комплект погружной установки входит сливной клапан 11, через который сливается жидкость из НКТ при подъеме установки. В нижней части насос сочленен с узлом гидрозащиты (протектором) 12, который, в свою очередь, сочленен с погружным электродвигателем 13. В нижней части электродвигатель 13 имеет компенсатор 14. Все типы насосов имеют паспортную рабочую характеристику в виде кривых зависимостей H(Q)(напор, подача), η (Q)(КПД, подача), N(Q)(потребляемая мощность, подача). Обычно эти зависимости даются в диапазоне рабочих значений расходов или в несколько большем интервале. Всякий центробежный насос, в том числе и ПЦЭН, может работать при закрытой выкидной задвижке и без противодавления на выкиде. Поскольку полезная работа насоса пропорциональна произведению подачи на напор, то для этих двух крайних режимов работы насоса полезная работа будет равна нулю, а следовательно, и КПД будет равен нулю. При определенном соотношении Qи H, обусловленном минимальными внутренними потерями насоса, КПД достигает максимального значения, равного примерно 0, 5-0, 6. Обычно насосы с малой подачей и малым диаметром рабочих колес, а также с большим числом ступеней имеют пониженный КПД. Подача и напор, соответствующие максимальному КПД, называются оптимальным режимом работы насоса. Зависимость η (Q)около своего максимума уменьшается плавно, поэтому вполне допустима работа ПЦЭН при режимах, отличающихся от оптимального в ту и другую сторону на некоторую величину. Пределы этих отклонений зависят от конкретной характеристики ПЦЭН и должны соответствовать разумному снижению КПД насоса (на 3-5 %). Это обусловливает целую область возможных режимов работы ПЦЭН, которая называется рекомендованной областью. Подбор насоса к скважинам по существу сводится к выбору такого типоразмера ПЦЭН, чтобы он, будучи спущен в скважину, работал в условиях оптимального или рекомендованного режима при откачке заданного дебита скважины с данной глубины.
1 – автотрансформатор; 2 – станция управления; 3 – кабельный барабан; 4 –оборудование устья скважины; 5 – колонна НКТ; 6 – бронированный электрический кабель; 7 – зажимы для кабеля; 8 – погружной многоступенчатый центробежный насос; 9 – приемная сетка насоса; 10 – обратный клапан; 11 – сливной клапан; 12 – узел гидрозащиты (протектор); 13 – погружной электродвигатель; 14 – компенсатор. Рисунок 5 – Принципиальная схема УЭЦН
Выпускаемые в настоящее время насосы рассчитаны на номинальные расходы от 40 до 500 м3/сут и напоры от 450 м до 1500 м. Наиболее серьёзные осложнения и отказы оборудования возникают в связи с отложениями парафина, солей на забое скважины, в подъёмных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т.д. Отложения парафина и солей на рабочих органах установки, на стенках подъёмных труб, арматуры и трубопроводов уменьшают (а в некоторых случаях полностью перекрывают) проходное сечение, создавая дополнительное сопротивление движению продукции, как следствие этого, дебит жидкости уменьшается вплоть до полного прекращения подачи установки. К тому же значительное снижение производительности может привести к перегреву погружного электродвигателя и преждевременному выходу его из строя. В результате отложения парафина и солей в призабойной зоне скважин происходит снижение проницаемости призабойной зоны пласта, и как следствие, падение дебита скважины. Наличие в откачиваемой продукции мех.примесей, кривизна ствола скважины обуславливают увеличение интенсивности износа рабочих органов и опор насоса, увеличение уровня вибраций погружного агрегата, снижение срока службы УЭЦН, а в ряде случаев наряду с коррозией могут послужить причиной аварий связанных с падением оборудования на забой скважины. Повышенная вязкость продукции, образование стойких, высоковязких водонефтяных эмульсий снижает производительность и КПД центробежного насоса и наряду с ростом энергозатрат на подъем продукции из скважины может послужить причиной перегрева ПЭД и преждевременному выходу из строя УЭЦН. 12. Выбор УЭЦН для эксплуатации нефтяной скважины в заданном технологическом режиме.
Выбор насоса и определение глубины подвески его с помощью напорных характеристик Задача сводится к выбору такого типоразмера ЭЦН, который будет работать в условиях оптимального режима (максимального значения ƞ ) и обеспечит откачку заданного дебита скважины с данной глубины. Глубина L подвески ЭЦН, аналогично как и СШН, определяется по формулам. или . Погружение h насоса под динамический уровень принимается таким, чтобы на приеме насоса обеспечить давление, при котором расходное газосодержание О, 15—0, 25. В большинстве это соответствует h=150—300 м. Применительно к условиям Туймазинского месторождения И. Т. Мищенко предложил расчетные формулы для определения рационального давления, на приеме ЭЦН. Условная напорная характеристика скважины представляет собой зависимость между дебитом Q и напором Нс, необходимым для подъема жидкости на поверхность:
где — расстояние от устья до динамического уровня; — потери напора на трение при движении жидкости в НКТ; — высота подъема жидкости в НКТ за счет энергии выделяющегося из нефти газа. Величину вычисляют по формуле Дарси — Вейсбаха, при этом. диаметром d НКТ можно задаться: Q, м3/сут……………………………… < 150 150—300 > 300 d, мм (условный)……………………. 60 73 89 Обычно = 20—40 м. Приняв =0, повышаем расчетный запас. Тогда, задаваясь рядом значений Q, строим напорную характеристику скважины HC(Q). Затем на HC(Q) накладываем характеристику H(Q) такого насоса, который обеспечивает в области максимального значения т) подачу, равную заданному дебиту, и H> HС (рисунок9.14). ТочкаА характеризует совместную согласованную работу насоса и скважины, однако не при оптимальном режиме работы насоса. В области оптимального режима согласовать работу можно изменением характеристики либо скважины (точкаВ'), либо насоса (точка В" ), т. е. изменить напор на . В первом случае требуется увеличить устьевое давление рг на величину за счет использования местного сопротивления (устьевой штуцер), что, однако, приводит к увеличению нагрузки на подшипники насоса, ухудшению использования пластовой энергии, росту энергетических затрат и необходимости примененияустьевой арматуры, рассчитанной на повышенное давление. Поэтому обычно уменьшают напор насоса (точкаВ" ) снятием лишних рабочих ступеней и заменой их направляющими вкладышами. При числе рабочих ступеней zнасос развивает напор H, а для создания напора Hс требуется ступеней zc.Составляя пропорцию, находим и число ступеней, которые требуется снять: .Выбранныйнасос и погружной агрегат в целом должен соответствовать габаритам скважины. Выбор насоса и определение глубины его подвески с использованием кривых распределения давления
Данная методика позволяет более полно учесть наличие газа в продукции. Расчет выполняется в такой последовательности. 1 Строятся (рис. 9.15) кривые распределения давления в обсадной колонне p(z) по принципу «снизу вверх» от забойного давления р3 (линия 1) и расходного газосодержания р(z) от уровня рн (линия 2). 2 При отводе свободного газа из затрубного пространства рассчитывается сепарация газа у приема насоса. 3 Строится кривая p(z) в НКТ по принципу «сверху вниз» от устьевого давления р2 (линия 3). Диаметром d НКТ задаемся. 4 Проводим горизонталь минимальной глубины спуска насоса Lmin, что соответствует такому р(z), при котором наступает срыв подачи насоса из-за влияния газа, т. е. =0, 15—0, 25. Поле между кривыми 1 и 3 ниже Lmin определяет область возможных условий работы ЭЦН и глубины его подвески L
5 Указанные кривые целесообразно дополнить кривой распределения температурыТ(z) от забойной температуры Т3 до устьевой температуры Т2(кривые 4 и 4'). Расчет можно выполнить либо с использованием естественной геотермы, либо с учетом движения жидкости. На глубине подвески ЭЦН отмечается скачок температуры , который обусловлен тепловой энергией, выделяемой электродвигателем и насосом (формула И. Т. Мищенко): , где расход Q принят в м3/сут. 6 Тогда с учетом β (z) и допустимой рабочей температуры насоса окончательно выбираем глубину L, которой соответствует . 7 Разность давлений между кривыми 1 и 3 при z=L определяет перепад давления, который должен развивать насос Тогда требуемый напор насоса 8 Имея Н, QCp, выбираем типоразмер ЭЦН (аналогично предыдущему) с учетом диаметра эксплуатационной колонны. 9 Вычисляем энергетические показатели (мощность и др.). 10 При необходимости задаемся другими значениями d, Lи на основе экономических показателей выбираем наиболее выгодный вариант.
13.Виды осложнений при эксплуатации скважин. Ремонтные работы в скважинах.
Нормальная работа скважин в соответствии с установленным технологическим режимом нередко нарушается вследствие: 1 износа или отказа в работе применяемого подземного и наземного оборудования, эксплуатационной колонны и забоя; 2 отложений песка (механических примесей, продуктов коррозии), парафина, солей; 3 преждевременного обводнения продукции; 4 изменения условий работы (уменьшение или увеличение забойного давления, прорывы газа и др.). Это обычно сопровождается уменьшением или прекращением добычи нефти и простоями скважин. Длительность простоев оценивается коэффициентом эксплуатации скважин, который равен отношению отработанного времени к календарному. При высокой организации производства он достигает 0, 95—0, 98, а по фонтанному способу добычи — 0, 99—1. Число проводимых ремонтов характеризуется межремонтным периодом, т. е. продолжительностью эксплуатации скважины (в сут) между предыдущим и следующим ремонтами. Межремонтный период в основном определяется способом эксплуатации, на него также влияют глубина подъема жидкости и дебит, совершенство и качество изготовления оборудования, правильность установленного режима работы, проявление осложняющих факторов, качество выполнения предыдущего ремонта. Продолжительность ремонтов сокращается с увеличением сменности работы ремонтных бригад, с уменьшением времени различных простоев, вызванных неудовлетворительной подготовкой и организацией работ, отсутствием необходимого оборудования и т. д. Выход из строя отдельных скважин носит случайный характер. Поэтому для определения числа ремонтных бригад и назначения первоочередности ремонта конкретных скважин при условии полной занятости работников, минимума времени ожидания прибытия бригады на скважину и потерь в добыче применяют методы математической статистики, теории надежности и теории массового обслуживания. Подземный ремонт в зависимости от сложности подразделяют на текущий и капитальный. Текущим (подземным) ремонтом скважины (ПРС) называется направленный на поддержание ее работоспособности комплекс работ по исправлению или замене скважинного и устьевого оборудования, по изменению режима ее эксплуатации, по очистке подъемной колонны от парафиносмолистых отложений, солей и песчаных пробок, по ликвидации негерметичности НКТ. К ПРС относят также ремонт с помощью канатного метода и работы по консервации скважин. Текущий ремонт скважин иногда подразделяют еще на планово-предупредительный и технологический. Капитальный ремонт скважин (KРC)—это комплекс более сложных и длительных работ: а) воздействие на призабойную зону пласта с целью увеличения и восстановления продуктивности и приемистости скважин и выравнивания профиля приемистости; б) ремонтно-изоляционные работы; в) ремонтно-исправительные работы; г) крепление слабосцементиро- ванных пород в призабойной зоне; д) ликвидация аварий; е) переход на другие горизонты, приобщение пластов, дополнительная перфорация; ж) зарезка второго ствола скважин; з) ремонт нагнетательных скважин; и) ремонт скважин, оборудованных для одновременно-раздельной эксплуатации. Скважино-ремонтом называют комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, выполняемых на скважине от приема в ремонт до ввода в эксплуатацию. Подготовительные работы проводят для обеспечения бесперебойной работы бригады по ремонту скважин. В процессе подготовительных работ осуществляют ремонт подъездных путей и планировку территории, доставку к скважине агрегатов, необходимых материалов и оборудования, подвод водотрубопроводов и линий электропередачи, подготовку устья скважины, монтаж оборудования для ремонта, глушение скважины и др. Глушение скважин жидкостью проводят для предотвращения открытого фонтанирования, выбросов нефти, газа при снятии устьевого оборудования и подъеме труб из скважины, т. е. для создания противодавления на пласт. Необходимо, чтобы жидкость глушения не снижала проницаемости призабойной зоны, не оказывала коррозионного и абразивного действия на ремонтное и эксплуатационное оборудования, не была токсичной, взрыво- и пожароопасной, дорогой и дефицитной. Плотность жидкости глушения должна соответствовать пластовому давлению в скважине. Для глушения скважин обычно применяют техническую воду, обработанную ПАВ, пластовую воду, водный раствор хлористого натрия или кальция, глинистый раствор. Для предотвращения поглощения жидкости глушения в высокопроницаемых пластах применяются буферные жидкости. Глушение фонтанной скважины проводится закачкой жидкости глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков. По истечении 1—2 ч при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушенной. Основные работы включают подъем из скважины и спуск нового или отремонтированного оборудования и собственно запланированные ремонтные работы. По окончании подземного ремонта выполняются заключительные работы, которые состоят в демонтаже ремонтного оборудования, сборке устьевого оборудования и пуске скважины в работу.
|
Последнее изменение этой страницы: 2017-05-05; Просмотров: 1078; Нарушение авторского права страницы