Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Схема и принцип работы установок ЭЦН

2. Особенности работы ЭЦНУ в скважинах со сложным пространственным профилем ствола и составом продукции

3. Анализ технологических режимов работ скважин с установками ЭЦН в условиях повышенного свободного газосодержания на приёме насоса

4. Принципы подбора оборудования ЭЦНУ и установление режима его работы

5. Проверочные расчеты по уточнению глубины спуска ЭЦН в скважины

6. Способы повышения технологической эффективности эксплуатации ЭЦНУ при наличии свободного газа на приеме насоса

Заключение

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Установки погружных центробежных электронасосов относятся к классу бесштанговых установок и играют в нефтедобывающей промышленности России определяющую роль по объему добываемой нефти. При этом с каждым годом количество скважин эксплуатируемых посредством УЭЦН неуклонно растёт. Это объясняется совершенствованием техники и технологии добычи нефти, а также возможностями автоматизации и регулирования работы нефтяных скважин. Помимо известных преимуществ УЭЦН (достаточно высокий КПД в области средних и высоких подач по сравнению с другими установками для механизированной добычи, совершенствование и создание ступеней насоса, газосепараторов и диспергаторов новых конструкций, позволяющих использовать установки при высоких газосодержаниях на входе в насос и др.), эти установки меньше подвержены влиянию кривизны ствола скважины по сравнению с ШСНУ.

В разные периоды разработки месторождения возникают проблемы, связанные с осложнениями в добыче нефти. На данный момент почти половина малодебитных скважин эксплуатируется с использованием УЭЦН в периодическом режиме, при котором эксплуатация скважин менее рентабельна и дебит на 40 % меньше по сравнению с эксплуатацией скважин в непрерывном режиме. Невозможность работы в непрерывном режиме преимущественно объясняется предельно высокой обводненностью пластовых жидкостей и повышенным газовым фактором. Отрицательное влияние газа на работу всех типов насосов общеизвестно. Одним из основных факторов, определяющих это влияние, является газосодержание у входа в насос. Наличие свободного газа приводит к снижению напорной характеристики и соответственно смещению режима работы насоса влево от оптимальной области по напорной кривой. Такое смещение обусловливает снижение КПД, уменьшение подачи и может привести к перегреву электродвигателя и выходу всей установки ЭЦН из строя.

В связи с этим необходимо учитывать влияния свободного газа на эксплуатацию УЭЦН. Этому вопросу и посвящён данный курсовой проект.

1. СХЕМА И ПРИНЦИП РАБОТЫ УСТАНОВОК ЭЦН

Установка ЭЦН является сложной технической системой и, несмотря на широко известный принцип действия центробежного насоса, представляет собой совокупность оригинальных по конструкции элементов. Принципиальная схема УЭЦН приведена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Принципиальная схема УЭЦН

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.

1) Погружной центробежный насос (рисунок 1.2) конструктивно представляет собой совокупность ступеней небольшого диаметра, состоящих, в свою очередь, из рабочих колес и направляющих аппаратов, размещаемых в корпусе насоса (трубе).

Рисунок 1.2 - Схема центробежного электронасоса

Рабочие колеса, изготавливаемые из чугуна, бронзы или пластических материалов, крепятся на валу насоса со скользящей посадкой с помощью специальной шпонки. Верхняя часть сборки рабочих колес (вала насоса) имеет опорную пяту (подшипник скольжения), закрепляемую в корпусе насоса. Каждое рабочее колесо опирается на торцевую поверхность направляющего аппарата. Нижний конец насоса имеет подшипниковый узел, состоящий из радиально-упорных подшипников. Узел подшипников изолирован от откачиваемой жидкости и в некоторых конструкциях вал насоса уплотняется специальным сальником. Погружной центробежный насос выполняется в виде отдельных секций с большим числом ступеней в каждой секции (до 120), что позволяет собирать насос с необходимым напором. Отечественная промышленность выпускает насосы обычного и износостойкого исполнения. Насосы износостойкого исполнения предназначены для откачки из скважин жидкостей с определенным количеством механических примесей (указывается в паспорте насоса). Каждый погружной центробежный насос имеет свой шифр, в котором отражены диаметр колонны, подача и напор. Например, насос ЭЦН6-500-750 - электрический центробежный насос для обсадных колонн диаметром 6, с оптимальной подачей 500 м³/сут при напоре 750 м.

Принцип действия насоса можно представить следующим образом: жидкость, засасываемая через приемный фильтр, поступает на лопасти вращающегося рабочего колеса, под действием которого она приобретает скорость и давление. Для преобразования кинетической энергии в энергию давления жидкость, выходящая из рабочего колеса, направляется в неподвижные каналы переменного сечения рабочего аппарата, связанного с корпусом насоса, затем жидкость, выйдя из рабочего аппарата попадает на рабочее колесо следующей ступени и цикл повторяется. Центробежные насосы рассчитаны на большую скорость вращения вала.

Все типы ЭЦН имеют паспортную рабочую характеристику (рисунок 1.3) в виде кривых зависимостей (напор, подача), (КПД, подача), (потребляемая мощность, подача). Зависимость напора от подачи является основной характеристикой насоса.

Рисунок 1.3 - Типичная характеристика погружного центробежного насоса

2) Погружной электрический двигатель (ПЭД) - двигатель специальной конструкции и представляет собой асинхронный двухполюсный двигатель переменного тока с короткозамкнутым ротором. Двигатель заполнен маловязким маслом, которое выполняет функцию смазки подшипников ротора и отвода тепла к стенкам корпуса двигателя, омываемого потоком скважинной продукции. Верхний конец вала электродвигателя подвешен на пяте скольжения. Ротор двигателя секционный; секции собраны на валу двигателя, изготовлены из пластин трансформаторного железа и имеют пазы, в которые вставлены алюминиевые стержни, закороченные с обеих сторон секции токопроводящими кольцами. Между секциями вал опирается на подшипники. По всей длине вал электродвигателя имеет отверстие для циркуляции масла внутри двигателя, осуществляемой также через паз статора. В нижней части двигателя имеется масляный фильтр. Секции статора разделены немагнитными пакетами, в которых расположены опорные радиальные подшипники. Нижний конец вала также закреплен в подшипнике. Длина и диаметр двигателя определяют его мощность. Скорость вращения вала ПЭД зависит от частоты тока; при частоте переменного тока 50 Гц синхронная скорость составляет 3000 об/мин. Погружные электродвигатели маркируются с указанием мощности (в кВт) и наружного диаметра корпуса (мм), например, ПЭД 65-117 - погружной электродвигатель мощностью 65 кВт и наружным диаметром 117 мм. Необходимая мощность электродвигателя зависит от подачи и напора погружного центробежного насоса и может достигать сотен кВт.

3) Узел гидрозащиты размещается между насосом и двигателем и предназначен для защиты электродвигателя от попадания в него откачиваемой продукции и смазки радиально-упорного подшипника насоса (при необходимости). Основной объем узла гидрозащиты, формируемый эластичным мешком, заполнен жидким маслом. Через обратный клапан наружная поверхность мешка воспринимает давление продукции скважины на глубине спуска погружного агрегата. Таким образом, внутри эластичного мешка, заполненного жидким маслом, давление равно давлению погружения. Для создания избыточного давления внутри этого мешка на валу протектора имеется турбинка. Жидкое масло через систему каналов под избыточным давлением поступает во внутреннюю полость электродвигателя, что предотвращает попадание скважинной продукции внутрь электродвигателя.

4) Компенсатор предназначен для компенсации объема масла внутри двигателя при изменении температурного режима электродвигателя (нагревание и охлаждение) и представляет собой эластичный мешок, заполненный жидким маслом и расположенный в корпусе. Корпус компенсатора имеет отверстия, сообщающие наружную поверхность мешка со скважиной. Внутренняя полость мешка связана с электродвигателем, а внешняя - со скважиной. При охлаждении масла объем его уменьшается, и скважинная жидкость через отверстия в корпусе компенсатора входит в зазор между наружной поверхностью мешка и внутренней стенкой корпуса компенсатора, создавая тем самым условия полного заполнения внутренней полости погружного электродвигателя маслом. При нагревании масла в электродвигателе объем его увеличивается, и масло перетекает во внутреннюю полость мешка компенсатора; при этом скважинная жидкость из зазора между наружной поверхностью мешка и внутренней поверхностью корпуса выдавливается через отверстия в скважину. Все корпуса элементов погружного агрегата соединяются между собой фланцами со шпильками. Валы погружного насоса, узла гидрозащиты и погружного электродвигателя соединяются между собой шлицевыми муфтами. Таким образом, погружной агрегат УЭЦН представляет собой комплекс сложных электрических, механических и гидравлических устройств высокой надежности, что требует от персонала высокой квалификации.

5) Обратный клапан размещается в головке насоса и предназначен для предотвращения слива жидкости через насос из колонны НКТ при остановках погружного агрегата. Остановки погружного агрегата происходят по многим причинам: отключение электроэнергии при аварии на силовой линии; отключение из-за срабатывания защиты ПЭД; отключение при периодической эксплуатации и т.п. При остановке (обесточивании) погружного агрегата столб жидкости из НКТ начинает стекать через насос в скважину, раскручивая вал насоса (а значит, и вал погружного электродвигателя) в обратном направлении. Если в этот период возобновляется подача электроэнергии, ПЭД начинает вращаться в прямом направлении, преодолевая огромную силу. Пусковой ток ПЭД в этот момент может превысить допустимые пределы, и, если не сработает защита, электродвигатель выходит из строя. Чтобы предотвратить это явление и сократить простои скважины, погружной насос оборудуют обратным клапаном. С другой стороны, наличие обратного клапана при подъеме погружного агрегата не позволяет жидкости стекать из колонны НКТ. Подъем установки проводят, когда колонна НКТ заполнена скважинной продукцией, которая выливается на устье, создавая сверхтяжелые условия работы бригаде подземного ремонта и нарушая все условия обеспечения безопасности жизнедеятельности, противопожарной и экологической защиты, что недопустимо. Поэтому погружной насос оборудуют сливным клапаном. скважина пространственный оборудование

6) Сливной клапан размещается в специальной муфте, соединяющей между собой насосно-компрессорные трубы, и представляет собой, как правило, бронзовую трубку, один конец которой запаян, а другой, открытый конец, на резьбе вворачивается в муфту изнутри. Сливной клапан располагается горизонтально по отношению к вертикальной колонне НКТ. При необходимости подъема установки из скважины в колонну НКТ сбрасывается небольшой груз, который обламывает бронзовую трубку сливного клапана, и жидкость из НКТ при подъеме сливается в затрубное пространство.

6) Электрический кабель предназначен для подачи питающего напряжения на клеммы погружного электродвигателя. Кабель трехжильный, с резиновой или полиэтиленовой изоляцией жил и сверху покрыт металлической броней. Поверхностное бронирование кабеля осуществляется стальной оцинкованной профилированной лентой, что предотвращает токоведущие жилы от механических повреждений при спуске и подъеме установки. Выпускаются кабели круглые и плоские. Плоский кабель имеет меньшие радиальные габариты. Кабели зашифрованы следующим образом: КРБК, КРБП - кабель с резиновой изоляцией, бронированный, круглый; кабель с резиновой изоляцией, бронированный, плоский. Жилы медные, с различным сечением. Кабель крепится к колонне НКТ в двух местах: над муфтой и под муфтой. В настоящее время преимущественно применяются кабели с полиэтиленовой изоляцией.

7) Автотрансформатор предназначен для повышения напряжения, подаваемого на клеммы погружного электродвигателя. Сетевое напряжение составляет 380 В, а рабочее напряжение электродвигателей в зависимости от мощности изменяется от 400 В до 2000 В. С помощью автотрансформатора напряжение промысловой сети 380 В повышается до рабочего напряжения каждого конкретного погружного электродвигателя с учетом потерь напряжения в подводящем кабеле. Типоразмер автотрансформатора соответствует мощности используемого погружного электродвигателя.

8) Станция управления предназначена для управления работой и защиты УЭЦН и может работать в ручном и автоматическом режимах. Станция оснащена необходимыми контрольно-измерительными системами, автоматами, всевозможными реле (максимальные, минимальные, промежуточные, реле времени и т.п.). При возникновении нештатных ситуаций срабатывают соответствующие системы защиты, и установка отключается. Станция управления выполнена в металлическом ящике, может устанавливаться на открытом воздухе, но часто размещается в специальной будке.

2. ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ ЭЦНУ В СКВАЖИНАХ СО СЛОЖНЫМ ПРОСТРАНСТВЕННЫМ ПРОФИЛЕМ СТВОЛА И СОСТАВОМ ПРОДУКЦИИ

На завершающих стадиях разработки нефтяных месторождений работа УЭЦН характеризуется постепенным снижением межремонтного периода работы скважин и продолжительности наработки на отказ. Выход из строя УЭЦН приводит к снижению объемов добычи нефти; увеличению времени простоев скважины, расходов на ремонт и закупку нового оборудования. В настоящее время разработано большое количество способов и технологий предотвращения осложнений при эксплуатации установок ЭЦН в скважинах. Однако низкая эффективность применяемых для этой цели мероприятий связана с тем, что большинство перечисленных осложнений действуют в стволе скважин одновременно. Поэтому задачей промысловых работников является определение уровня влияния каждого отдельного фактора на режим работы насосной установки и ее эксплуатационную надежность применительно к конкретным геолого-физическим условиям работы скважин.

Наиболее распространенными видами осложнений при эксплуатации в скважинах ЭЦН являются:

1) повышенные вибрационные нагрузки из-за большой кривизны ствола скважины в зоне подвески УЭЦН;

2) подъем газонасыщенной смеси;

3) подъем водонефтяной смеси;

4) образование на поверхности оборудования отложений органических и неорганических веществ;

5) разрушение пород призабойной зоны пласта (ПЗП) и вынос механических частиц из пласта.

Условия рационального применения центробежных электронасосов должны исключать моменты, приводящие к серьезным нарушениям их работы.

1) Основная особенность работы УЭЦН в скважинах со сложным пространственным профилем ствола - это неравномерное распределение

нагрузки на опоры УЭЦН, что приводит к их неравномерному радиальному износу, переходящему в односторонний износ. Результатом такого действия является увеличение уровня вибрации УЭЦН. Вибрация передается от вала УЭЦН на вал гидрозащиты (ГЗ). Торцовые уплотнения ГЗ от вибрации начинают пропускать пластовую жидкость в полость ПЭД, что приводит к пробою обмотки ПЭД. Крайним случаем действия вибрационных нагрузок является нарушение целостности конструкции подземной части установки ЭЦН и «полеты» оборудования на забой скважин.

2) При работе УЭЦН в условиях повышенного содержания газа, над динамическим уровнем в стволе скважины всегда имеется большой слой пены. Пена не позволяет точно определить положение динамического уровня жидкости, а следовательно, забойного давления. Поэтому чрезвычайно трудно провести согласование режимов работы насоса и пласта. Следствием несогласованности режимов работы пласта и насоса является уменьшение давления на приеме насоса, увеличение количества свободного газа, попадание больших объемов свободного газа в насос и срыв подачи, который вызывает перегрев рабочих органов ПЭД, открытие торцовых уплотнений или течь удлинителя. Если неисправен перепускной клапан устьевой арматуры, повышенное давление в затрубном пространстве искусственно отжимает динамический уровень, что создает дополнительную нагрузку на ПЭД и, в конечном итоге, может привести к преждевременному отказу УЭЦН.

3) При эксплуатации УЭЦН в скважинах с обводнённой продукцией на их устье имеет место образование агрегативно-устойчивых высокодисперсных эмульсий обратного типа. Наиболее важным свойством эмульсии является ее вязкость, которая, в зависимости от условий образования, значительно превышает вязкости жидкостей, образующих ее. С увеличением вязкости смеси в рабочих ступенях центробежного насоса увеличиваются сопротивления потоку в проточных каналах ступени и направляющего аппарата. Одновременно происходит увеличение потерь энергии на вращение дисков колеса в вязкой смеси и на трение в пяте рабочего колеса. По этой причине происходит ухудшение характеристик насоса, снижение КПД и для привода насоса требуется большая по величине мощность. В условиях откачки из скважин обводненной продукции одновременно с изменением состава и свойств смеси в ступенях центробежного насоса происходит нарушение характера распределения давления. По результатам исследований изменения давления в насосе - распределение давления становится нелинейным. Особенно сильно распределение давления в насосе изменяется в области обводненности продукции 40 - 60 %. Аналогичным образом в насосе изменяется и температура смеси. Наибольший нагрев насоса происходит при перекачке смеси с обводненностью 60 %.

4) Почти всегда работа УЭЦН в скважинах сопровождается образованием на поверхности оборудования отложений солей и парафинов. Интенсивное образование отложений солей происходит при создании в стволе скважин благоприятных термодинамических условий. Кроме того, в процессе эксплуатации скважин происходит непрерывный рост обводненности продукции, что также повышает вероятность образования твердых осадков солей. Состав воды в продукции скважин непостоянный и может быть представлен тремя типами вод: пластовая, сточная и вода жидкости глушения скважин. При малой производительности УЭЦН скорость движения потока жидкости в стволе скважины и насосе низкая и в местах наибольших изменений давления происходит образование отложений солей. После вывода скважины на плановый режим работы отложение солей происходит на рабочих органах насоса. В результате интенсифицируется износ рабочих органов насоса и, как следствие, появляется дополнительная вибрационная нагрузка. Вибрация способствует появлению негерметичности в торцевых уплотнениях, попаданию продукции скважины (минерализованной воды) в полость ПЭД и выходу его из строя. В момент короткого замыкания обмоток ПЭД резко повышается давление во внутренней полости ПЭД, что может вызвать разрыв диафрагмы.

В процессе движения пластовой жидкости по стволу скважины происходит ее охлаждение. На тех участках скважины, где температура меньше температуры насыщения нефти парафином, происходит образование

отложений твердых парафинов. Кроме того, эксплуатация УЭЦН при

условии создания на забое низких давлений может привести к интенсификации процесса образования отложений парафинов. Причиной этого являются многочисленные эффекты Джоуля-Томпсона при разгазировании нефти. Поступление нефти из пласта в скважину сопровождается резким увеличением ее объема и выделением свободного газа. При этом происходит интенсивное поглощение тепла и снижение температуры ниже температуры насыщения нефти парафинами. Аналогичная картина по изменениям давления имеет место и в приемной части высокопроизводительного насоса. В результате резко увеличивается вероятность образования отложений парафинов. После образования отложений в насосе снижается его производительность. Если места образования отложений твердых парафинов своевременно не обработать ПЭД выйдет из строя.

5) Большинство скважин с УЭЦН эксплуатируются в сложных условиях. К таким условиям относится и разрушение пород ПЗП. Разрушение твердого скелета нефтенасыщенных пород ПЗП происходит по двум причинам. При использовании в качестве агента систем ППД слабоминерализованных или пресных вод приводит к выщелачиванию растворимых в водах породообразующих минералов. В результате создается возможность для продвижения дезагрегированных зерен породы к забоям добывающих скважин. Второй причиной разрушения пород ПЗП является создание на забое скважин аномально низких давлений. Глубокие депрессии приводят к механическому разрушению твердого скелета горной породы и выносу ее частиц в ствол скважин. Повышенное содержание КВЧ в продукции скважин в десятки раз снижает ресурс рабочих органов ЭЦН. В результате попадания механических примесей в насос увеличивается вибрация и нередки случаи полетов ЭЦН. При увеличении вибрации возрастает вероятность нарушения герметичности торцовых уплотнений.

3. АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН С УСТАНОВКАМИ ЭЦН В УСЛОВИЯХ ПОВЫШЕННОГО СВОБОДНОГО ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ НА ПРИЁМЕ НАСОСА

Одна из наиболее важных отличительных особенностей работы многоступенчатого центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси - изменение по длине насоса объемного расхода, плотности и вязкости откачиваемой продукции. Это изменение обусловлено повышением давления и, в меньшей степени, температуры по пути движения ГЖС от входа в насос к выходу из него. Поэтому ступени одного и того же насоса в один и тот же момент работают на различных режимах и на различных по физическим свойствам средах. Отмеченное существенно осложняет определение характеристики погружного центробежного насоса при работе на ГЖС.

Присутствие эмульгированного газа увеличивает объем смеси, проходящей через первые рабочие ступени насоса, и забирает часть энергии, подводимой к валу насоса, на сжатие газовых пузырьков и их полное растворение в нефти. При откачке однородной несжимаемой жидкости напор, развиваемый каждым рабочим колесом, одинаковый, а давление в насосе равномерно нарастает. Если на приеме насоса существует газонасыщенность, плотность газожидкостной смеси при переходе ее от одной ступени к другой в результате сжатия будет увеличиваться. Минимальная плотность будет на входе в первую ступень, максимальная - при давлении насыщения, когда весь газ растворится в нефти. Если дисперсность газовых пузырьков велика и газожидкостную смесь можно рассматривать как однородную с пониженной плотностью, то кавитационные явления могут не возникать. В этом случае напор, развиваемый каждой ступенью, может оставаться постоянным и соответствующим характеристике насоса при работе его на данном режиме. Однако давление, развиваемое каждой ступенью, даже при постоянстве напора будет различным, возрастая по мере увеличения плотности. После первой ступени оно будет минимальным, затем будет возрастать и после некоторой ступени останется постоянным. При суммировании давлений, развиваемых каждым рабочим колесом, не получится равномерного нарастания давления вдоль ступеней насоса, как при однородной жидкости с постоянной плотностью. Сначала давление будет нарастать медленно, затем быстрее, пока не станет постоянным. При этом давление, развиваемое насосом при откачке газированной жидкости будет меньше, так как часть энергии двигателя затрачивается на сжатие и растворение газа в насосе. Эта энергия частично возвращается потоку жидкости, но уже в НКТ, где выделяющийся газ создает так называемый газлифтный эффект, способствующий подъему жидкости на поверхность и уменьшающий необходимый для работы скважины напор.

Многочисленные исследования работы насоса на газожидкостных смесях показали ухудшение их рабочих характеристик. Установлено, что при газосодержании до 7% напорная характеристика насоса не ухудшается; при содержании газа 7 - 20% необходимо в расчет напора вносить поправку, а при газосодержании более 30% наблюдается срыв подачи насоса.

Газосодержание является основным критерием для выбора глубины погружения насоса. В справочной литературе приведены графические зависимости изменения величины оптимального газосодержания на приеме насоса от давления и обводненности продукции скважин, по которым рекомендуется осуществлять выбор глубины спуска насоса. В некоторых учебниках рекомендованное значение предельного газосодержания в мелкодисперсной фазе у приема насоса равно 35%. Однако, как показали специальные исследования, величину предельного газосодержания можно довести и до 50...60% (при давлении у приема насоса 3 - 4 МПа). Отсутствие однозначных количественных ограничений на величину газонасыщенности у приема ЭЦН затрудняет выявление механизма влияния газа на работу насоса. На сегодняшний день ряд исследователей считает, что снижение напора при попадании свободного газа в насос связано с уменьшением плотности газожидкостной смеси. П. Д. Ляпков считает, что присутствие в насосе свободного газа ухудшает обтекание газожидкостной смесью лопаток рабочего колеса и направляющего аппарата. Мищенко И. Т. причиной вредного влияния газа на работу насоса считает нарушение энергетического обмена между рабочим колесом и перекачиваемой смесью. Поэтому наиболее оптимальным значением свободного газосодержания на приеме ЭЦН следует считать 30...40%. С учетом последнего на кривой изменения давления по стволу скважины следует найти участок с таким газосодержанием и с учетом кривизны скважины выбрать глубину спуска насоса. Как показывает практика эксплуатации ЭЦН наличие в насосе такого количества свободного газа приводит к увеличению МРП скважин на 10 - 15%.

4. ПРИНЦИПЫ ПОДБОРА ОБОРУДОВАНИЯ ЭЦНУ И УСТАНОВЛЕНИЕ РЕЖИМА ЕГО РАБОТЫ

Подбор ЭЦНУ к нефтяным скважинам - это, в узком смысле, определение типоразмера или типоразмеров установок, обеспечивающих заданную добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ и пр.). В более широком понимании подбор ЭЦНУ предполагает под собой определение основных рабочих показателей взаимосвязанной системы «нефтяной пласт - скважина - насосная установка» и выбор оптимальных сочетаний этих показателей. Оптимизация может вестись по различным критериям, но в конечном итоге все они должны быть направлены на один конечный результат - минимизацию себестоимости единицы продукции - тонны нефти.

Подбор установок центробежных насосов к нефтяным скважинам ведется по алгоритмам, в основу которых положены многократно апробированные в нефтяной промышленности положения и результаты работ. Это работы по изучению фильтрации жидкости и газа в пласте и призабойной зоне пласта, движению газоводонефтяной смеси по колонне обсадных труб, законам изменения газосодержания, давления, плотности, вязкости и т.д., изучению теория работы центробежных погружных агрегатов, в первую очередь - скважинных центробежных насосов, на реальной пластовой жидкости.

В настоящей главе рассмотрены основные положения методики подбора ЭЦНУ к нефтяным скважинам. Работы по созданию методик подбора ЭЦНУ к скважинам начались практически одновременно с созданием самих установок ЭЦН. К основным работам по подбору ЭЦНУ к нефтяным скважинам необходимо отнести работы П. Д. Ляпкова (1957 г.), И. Т. Мищенко (1965 г.), В. С. Линева (1971 г.), а также методики, созданные в БашНИПИнефть и ТатНИПИнефть.

Как уже указывалось ранее, методика подбора ЭЦНУ к скважинам основывается на знаниях законов фильтрации пластового флюида в пласте и призабойной зоне пласта, на законах движения водогазонефтяной смеси по обсадной колонне скважины и по колонне НКТ, на зависимостях гидродинамики центробежного погружного насоса. Кроме того, часто необходимо знать точные значения температуры как перекачиваемой жидкости, так и элементов насосной установки, поэтому в методике подбора важное место занимают термодинамические процессы взаимодействия насоса, погружного электродвигателя и токонесущего кабеля с откачиваемым многокомпонентным пластовым флюидом, термодинамические характеристики которого меняются в зависимости от окружающих условий.

Необходимо отметить, что при любом способе подбора ЭЦНУ есть необходимость в некоторых допущениях и упрощениях, позволяющих создавать более или менее адекватные модели работы системы «пласт - скважина - насосная установка».

В общем случае к таким вынужденным допущениям, не ведущим к значительным отклонениям расчетных результатов от реальных промысловых данных, относятся следующие положения:

1) процесс фильтрации пластовой жидкости в призабойной зоне пласта во время процесса подбора оборудования является стационарным, с постоянными значениями давления, обводненности, газового фактора, коэффициента продуктивности и т.д.

2) инклинограмма скважины является неизменным во времени параметром.

Общая методика подбора ЭЦНУ при выбранных допущениях выглядит следующим образом.

1) По геофизическим, гидродинамическим и термодинамическим данным пласта и призабойной зоны, а также по планируемому (оптимальному или предельному в зависимости от задачи подбора) дебиту скважины определяются забойные величины - давление, температура, обводненность и газосодержание пластового флюида.

2) По законам разгазирования (изменения текущего давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимаемости газа, нефти и воды) потока пластовой жидкости, а также по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по колонне обсадных труб на участке «забой скважины - прием насоса» определяется необходимая глубина спуска насоса. Либо давление на приёме насоса обеспечивающее нормальную работу насосного агрегата. В качестве одного из критериев определения глубины подвески насоса может быть выбрано давление, при котором свободное газосодержание на приеме насоса не превышает определенную величину. Другим критерием может являться максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме насоса. В случае реального и удовлетворяющего потребителя результата расчета необходимой глубины спуска насоса осуществляется переход к п.3 настоящей методики. Если же результат расчета оказывается нереальным (например, глубина спуска насоса оказывается больше глубины самой скважины), расчет повторяется при измененных исходных данных, например, при уменьшении планируемого дебита, при увеличенном коэффициенте продуктивности скважины (после планируемой обработки призабойной зоны пласта), при использовании специальных предвключенных устройств (газосепараторов, деэмульгаторов) и т.д. Расчетная глубина подвески насоса проверяется на возможный изгиб насосной установки, на угол отклонения оси скважины от вертикали, на темп набора кривизны, после чего выбирается уточненная глубина подвески.

3) По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно-компрессорных труб, а также по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяется потребный напор насоса.

4) По планируемому дебиту и потребному напору выбираются насосные установки, чьи рабочие характеристики лежат в непосредственной близости от расчетных величин дебита и напора. Для выбранных типоразмеров насосных установок проводится пересчет их «водяных» рабочих характеристик на реальные данные пластовой жидкости - вязкость, плотность, газосодержание.

5) По новой «нефтяной» характеристике насоса выбирается количество рабочих ступеней, удовлетворяющих заданным параметрам - подаче и напору. По пересчитанным характеристикам определяется мощность насоса и выбирается приводной электродвигатель, токонесущий кабель и наземное оборудование (трансформатор и станция управления).

6) По температуре пластовой жидкости на приеме насоса, по мощности, КПД и теплоотдаче насоса и погружного электродвигателя определяется температура основных элементов насосной установки - обмотки электродвигателя, масла в гидрозащите, токоввода, токоведущего кабеля и т.д. После расчета температур в характерных точках уточняется исполнение кабеля по теплостойкос, а также исполнение ПЭД, его обмоточного провода, изоляции и масла гидрозащиты. Если расчетная температура оказывается выше, чем предельно допустимая для применяемых в данном конкретном регионе элементов насосных установок, расчет необходимо провести по новому (с измененными характеристиками насоса и двигателя).

7) После окончательного подбора ЭЦНУ по величинам подачи, напора, температуры и габаритным размерам проводится проверка возможности использования выбранной установки для освоения нефтяной скважины после бурения или подземного ремонта. При этом, в качестве откачиваемой жидкости для расчета принимается тяжелая жидкость глушения или иная жидкость (пена), используемая на данной скважине. Расчет ведется для измененных плотности и вязкости, а также для других зависимостей теплоотвода от насоса и погружного электродвигателя к откачиваемой жидкости. Во многих случаях при указанном расчете определяется максимально возможное время безостановочной работы погружного агрегата при освоении скважины до достижения критической температуры на обмотках статора погружного двигателя.

8) После окончания подбора, ЭЦНУ при необходимости проверяется на возможность работы на пластовой жидкости, содержащей механические примеси или коррозионно-активные элементы. При невозможности заказа для данной конкретной скважины специального исполнения насоса определяются необходимые геолого-технические и инженерные мероприятия, позволяющие снизить влияние нежелательных факторов.

При подборе установок ЭЦН к нефтяным скважинам, осуществляемом с помощью "ручного" счета (калькулятор, программы в оболочке EXСEL, ACCESS), необходимо для сокращения времени ввода данных и времени расчета использовать некоторые дополнительные допущения и упрощения в методике подбора.

Основными среди этих допущений являются:

1) равномерное распределение мелких пузырьков газа в жидкой фазе при давлениях, меньших давления насыщения;

2) равномерное распределение нефтяной и водяной составляющих в столбе откачиваемой жидкости на участке «забой скважины - прием насоса» при любых величинах дебитов скважины;

3) пренебрежение «скольжением» нефти в воде при движении жидкости по обсадной колонне и колонне НКТ;

4) тождество величин давлений насыщения в статических и динамических режимах;

5) процесс движения жидкости от забоя скважины до приема насоса, сопровождающийся снижением давления и выделением свободного газа, является изотермическим;

6) температура погружного электродвигателя считается не превышающей нормальную рабочую температуру, если скорость движения охлаждающей жидкости вдоль стенок ПЭД не менее рекомендуемой в технических условиях на ПЭД;

7) потери напора (давления) при движении жидкости от забоя скважины до приема насоса и от зоны нагнетания насоса до устья скважины пренебрежимо малы по сравнению с напором насоса.

5. ПРОВЕРОЧНЫЕ РАСЧЕТЫ ПО УТОЧНЕНИЮ ГЛУБИНЫ СПУСКА ЭЦН В СКВАЖИНЫ

5.1 Исходные данные, необходимые для проведения расчётов по уточнению глубины спуска ЭЦН в скважины, представлены в таблице 5.1

Таблица 5.1

№	Наименование величины	Размерность	Значение
1	Плотность воды			1020
2	Плотность нефти			860
3	Плотность газа			1,05
4	Планируемый дебит скважины			92
5	Обводненность продукции пласта		-	0,7
6	Газовый фактор			70
7	Глубина расположения пласта			1890
8	Пластовое давление			16
9	Давление насыщения			8,3
10	Коэффициент продуктивности			1,8
11	Газосодержание на приёме насоса		-	0,25
12	Температура на устье скважины			288
13	Температура на приёме насоса			323
14	Коэффициент сжимаемости нефти			6,5Ч10-4

5.2 Определяем плотность водогазонефтяной смеси на участке «забой скважины - прием насоса»

5.3 Определяем забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины

5.4 Определяем глубину расположения динамического уровня при заданном дебите скважины

5.5 Принимаем коэффициент сепарации газа из рекомендаций [5] для колонн диаметром

5.6 Определяем объём растворённого в нефти газа при газосодержании на приёме насоса

5.7 Определяем относительную плотность газа по воздуху

5.8 Определяем псевдокритические давление и температуру по графикам [6; рисунок 9.2] при

5.9 Принимаем давление на приёме насоса и определяем приведённые давления и температуру

5.10 Определяем коэффициент сжимаемости газа по графикам Брауна [6; рисунок 9.4]

5.11 Определяем величину удельного приращения объёма нефти при растворении в ней газа к газосодержанию

5.12 Принимаем температурный коэффициент в зависимости от плотности нефти по [6; стр. 117]

5.13 Определяем объёмный коэффициент нефти, соответствующий давлению на приёме насоса

5.14 Определяем давление на приёме насоса

5.15 Принимаем давление на приёме насоса и определяем приведённые давления и температуру

5.16 Определяем коэффициент сжимаемости газа по графикам Брауна [6; рисунок 9.4]

5.17 Определяем объёмный коэффициент нефти, соответствующий давлению на приёме насоса

5.18 Определяем давление на приёме насоса

5.19 Принимаем давление на приёме насоса и определяем приведённые давления и температуру

5.20 Определяем коэффициент сжимаемости газа по графикам Брауна [6; рисунок 9.4]

5.21 Определяем объёмный коэффициент нефти, соответствующий давлению на приёме насоса

5.22 Определяем давление на приёме насоса

5.23 Принимаем окончательно давление на приёме насоса, так как дальнейшее уточнение не имеет смысла (расхождение между и менее 3%, что выше точности определения по графикам)

5.24 Определяем глубину погружение насоса под динамический уровень

5.25 Определяем глубину подвески насоса

6. СПОСОБЫ ПОВЫШЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЦНУ ПРИ НАЛИЧИИ СВОБОДНОГО ГАЗА НА ПРИЕМЕ НАСОСА

Известны следующие методы борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу ЭЦНУ:

1) спуск насоса в зону, где давление на его приеме обеспечивает оптимальную подачу жидкости и устойчивую работу насоса;

2) применение различных конструкций сепараторов;

3) монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств;

4) принудительный сброс газа в затрубное пространство;

5) применение комбинированных насосов.

Создание на приеме насоса давления, равного давлению насыщения нефти газом или близкого к нему. Метод широко распространен, так как прост технологически и организационно. Однако данный метод является неэкономичным, поскольку для его осуществления требуется спуск насоса на большие глубины. Это связано с затратами на НКТ, кабель, электроэнергию и спускоподъемные операции, а иногда невыполнимо по техническим причинам.

Применение сепараторов. Метод предусматривает применение на приеме насоса специальных устройств, разделяющих жидкость и газ, и выброс последнего в затрубное пространство скважины. В различных нефтедобывающих районах прошли промышленное апробирование сепараторы как отечественные, так и импортные. По данным эксплуатации УЭЦНМ5-125-1500 с сепаратором МН-ГСЛ5 на Таллинском месторождении Западной Сибири была зафиксирована удовлетворительная работа УЭЦН в течение длительного времени при объемном расходном газосодержании, равном 0,81.

Применение диспергаторов. По данным исследований «БашНИПИнефть» и НГДУ «Туймазанефть», диспергаторы позволяют увеличить допустимое значение объемного расходного газосодержания на приеме от 0,10 до 0,25 за счет образования тонкодисперсной структуры газожидкостной смеси. Конструкции диспергаторов разнообразны и должны отвечать главному условию - создавать на приеме ЭЦН эффективную турбулизацию потока. Диспергаторы можно устанавливать как вне, так и внутри насоса взамен нескольких первых рабочих ступеней. Диспергаторы эффективны в обводненных скважинах, образующих вязкую эмульсию, так как способствуют разрушению ее структуры.

Принудительный сброс газа из затрубного пространства. В процессе эксплуатации скважины часть газа сепарируется из жидкости в области приема насоса в затрубное пространство. Накапливаясь в нем, газ может оттеснить жидкость до приема насоса и, попадая в насос, снизить его подачу или вызвать аварийную работу в режиме сухого трения. Кроме того, газ создает противодавление на пласт, уменьшая приток жидкости. Известны способы сброса газа из затрубного пространства путем применения автоматически работающих обратных клапанов или эжекторов, отсасывающих газ принудительно.

Применение комбинированных насосов. «Вредное» влияние свободного газа на работу насоса уменьшается, если на приеме серийного насоса некоторое число ступеней заменить ступенями большей подачи. Обладая большим объемом каналов, эти ступени обеспечивают больший объем поступающей в насос газожидкостной смеси. При попадании в серийные ступени объем смеси уменьшается за счет сжатия и растворения газа в жидкости, чем и достигается оптимальная подача насоса.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На данный момент почти половина малодебитных скважин эксплуатируется с использованием УЭЦН в периодическом режиме, при котором эксплуатация скважин менее рентабельна и дебит на 40 % меньше по сравнению с эксплуатацией скважин в непрерывном режиме. Невозможность работы в непрерывном режиме преимущественно объясняется предельно высокой обводненностью пластовых жидкостей и повышенным газовым фактором. Отрицательное влияние газа на работу всех типов насосов общеизвестно. Одним из основных факторов, определяющих это влияние, является газосодержание у входа в насос. Наличие свободного газа приводит к снижению напорной характеристики и соответственно смещению режима работы насоса влево от оптимальной области по напорной кривой. Такое смещение обусловливает снижение КПД, уменьшение подачи и может привести к перегреву электродвигателя и выходу всей установки ЭЦН из строя.

В связи с этим необходимо учитывать влияния свободного газа на эксплуатацию УЭЦН.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Под общей ред. Ш. К. Гиматудинова М.: Недра, 1983.

2. Бурцев И. Б., Муфазалов Р. Ш. Гидромеханика совместной работы нефтяного пласта, скважины и подъёмного оборудования при добыче нефти. Изд-во Моск. ун-та, 1994.- 224с.

3. Журналы «Нефтяное хозяйство», «Нефтепромысловое дело» обзорная информация «Нефтепромысловое дело» и др.

4. Щуров В. И. Технология и техника добычи нефти. М., Недра, 1983.- 510с.

5. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учеб. Пособие для ВУЗов /И. Т. Мищенко, В. А. Сахаров, В. Г. Грон и др. - М., Недра, 1984.- 272с.

6. Гидромеханика процесса добычи нефти погружными центробежными и штанговыми насосами./И.Б.Бурцев, Р. Х. Муслимов, Р. Ш. Муфазалов. Изд-во МГГУ, 1995.- 240с.

7. Девликамов В. В., Зейгман Ю. В. Техника и технология добычи нефти.- Уфа: Изд. УНИ, 1987.- 116с.

Размещено на Allbest.ru

...