диплом. 3 технологический раздел
 Скачать 307.94 Kb.
|
|
а) повреждением или износом резьбы; б) нарушением технологии проведения спуско-подъемных операций; в) применением труб, не соответствующих условиям эксплуатации и способу добычи; г) неправильным выбором смазки. Обрыв труб и их негерметичность могут быть вызваны коррозией: точечной коррозией внутренней и наружной поверхности, коррозионным и сульфидным растрескиванием под напряжением и т.д. Рациональные способы борьбы с коррозией глубинного оборудования выбирают в зависимости от конкретных условий эксплуатации месторождений. 8 Кривизна ствола. Эксплуатация нефтяных скважин УЭЦН широко распространена на нефтяных промыслах Российской Федерации, и, особенно, в Западной Сибири. В этом регионе более 90 % всей добываемой нефти поднимается на поверхность земли с помощью УЭЦН. Особенно широко используются центробежные насосы при интенсификации добычи нефти. Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 20-1000 м3/сут и высотой подъема жидкости 500-2000 м. В области больших подач (свыше 80 м3/сут) УЭЦН имеют самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти. В интервале подач от 50 до 300 м3/сут КПД УЭЦН превышает 40 % эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 20-1000 м3/сут и высотой подъема жидкости 500-2000 м. Влияние кривизны ствола скважины у ЭЦН сказывается в основном при спускоподъемных операциях из-за опасности повреждения кабеля и не связано (до определенной величины угла наклона скважины и темпа набора кривизны), как у ШСН, с самим процессом эксплуатации. Однако ЭЦН плохо работают в условиях коррозионно-агрессивной среды, при выносе песка, в условиях высокой температуры и высокого газового фактора. Обслуживание установок ЭЦН просто, так как на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода. Работа установок ЭЦН достаточно легко поддается автоматизации и телеуправлению. При использовании ЭЦН возможно применение эффективных средств уменьшения отложений парафина в подъемных трубах. Применяются защитные покрытия НКТ, системы автоматической подачи специальных химических реагентов в скважину и автоматизированные установки со скребками, спускаемыми на проволоке. Монтаж наземного оборудования УЭЦН прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов. Эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легких будках или в шкафах. Межремонтный срок работы установок ЭЦН составляет по Западной Сибири в среднем около года. Применение новых конструктивных разработок, а также усовершенствование способов диагностики, обслуживания и ремонта позволит в ближайшие годы увеличить межремонтные сроки в 1,5--2 раза Для увеличения МРП (межремонтный период) работы скважины, нужно обеспечить условия работы скважины на установленном технологическом режиме. При этом основной задачей является непрерывное совершенствование и рационализация подземного ремонта скважин, автоматизация и механизация трудоемких процессов. МРП работы скважины - это период фактической ее эксплуатации между последовательно проведенными текущим и подземным ремонтами, он рассчитывается в сутках, отдельно по скважине, по нефтепромыслу, в целом по ТПП за квартал, полугодие или год.При подсчете МРП учитываются все произведенные ремонты скважин, связанные с неисправностью или отказом скважинного оборудования, с проведением ГТМ, ремонты, выполняемые силами бригад КРС, связанные с ликвидацией аварий. За отработанное время считается время работы скважин с учетом времени накопления. При учете ремонтов для подсчета МРП не учитываются:ремонты на бездействующем фонде (бездействие с предыдущего года)ремонты по нагнетательным, наблюдательным, пьезометрическим, поглощающим скважинам, скважинам дающим техническую воду;ремонты по скважинам, вводимым из бурения, освоения, консервации и бездействия. Чтобы увеличить МРП работы скважины, необходимо обеспечить работу скважины на установленном технологическом режиме. При этом основной задачей является непрерывное совершенствование и рационализация подземного ремонта скважин, автоматизация и механизация трудоемких процессов Отложение солей наблюдается в обводненных скважинах. Отлагающиеся соли бывают: водорастворимые (NaCl, CaCl2) и водонерастворимые (CaCO3, MgCO3, CaSO42H2O (гипс), MgSO4, BaSO4). Выпадение вещества в осадок происходит, если его концентрация в растворе превышает равновесную для данного условия. Причинами выпадения солей являются: 1)снижение давления-повышение температуры, причем снижение давления более интенсивно влияет на равновесие реакции, чем снижение температуры 2) пересыщение раствора растворяемой солью по причине изменения давления и температуры или смешения вод одного типа, но с разной концентрацией ионов - изменение химического состава воды при смешении вод различных типов. При отложениях на рабочих органах насоса увеличивается износ, повышается вибрация, которая влечёт за собой попадание пластовой жидкости в полость ПЭД и замыкание обмотки. В момент короткого замыкания обмотки ПЭД резко повышается давление во внутренней полости ПЭД и гидрозащиты, что может вызвать разрыв диафрагмы гидрозащиты или ослабление бандажей. Интенсивное отложение карбоната кальция на рабочих колесах ЭЦН происходит из-за повышения температуры потока добываемой продукции, вызванного теплоотдачей работающего погружного электродвигателя. С ростом температуры снижается растворимость карбоната кальция, что интенсифицирует солеотложение карбонатных осадков на колесах ЭЦН. Межремонтный период механизированного фонда скважин, осложненных солеотложением, в ряде случаев снижается до 10 - 35 суток. 3.5 Методы подбора оборудования для эксплуатации УЭЦН Методика подбора УЭЦН к скважинам основывается на знаниях законов фильтрации пластового флюида в пласте и призабойной зоне пласта, на законах движения водо-газо-нефтяной 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 УЭЦН 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 УЭЦН при выбранных допущениях выглядит следующим образом: 3. 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. 4. 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 “забойскважины - приемнасоса”определяетсянеобходимаяглубинаспусканасоса, или, чтопрактическитожесамое - давлениенаприеменасоса, обеспечивающиенормальнуюработунасосногоагрегата. Вкачествеодногоизкритериевопределения 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. Если же результат расчета оказывается нереальным (например - глубина спуска насоса оказывается больше глубины самой скважины), расчет повторяется с п.1 при измененных исходных данных - например - при уменьшении планируемого дебита, при увеличенном коэффициент продуктивности скважины (после планируемой обработки призабойной зоны пласта), при использовании специальных пред включенных 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. 1. 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. 2. 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”рабочиххарактеристикнареальныеданныепластовойжидкости - вязкость, плотность, газосодержание. 3. По новой “нефтяной”характеристикенасосавыбираетсяколичестворабочихступеней, удовлетворяющихзаданнымпараметрам - подачеинапору. По пересчитанным характеристикам определяется мощность насоса и выбирается приводной электродвигатель, токонесущий кабель и наземное оборудование (трансформатор и станция управления). 4. 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 теплостойкости (строительной длины и удлинителя), 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 или заказ высокотемпературных дорогих узлов УЭЦН невозможен, расчет необходимо провести для других насосных установок ( с измененными характеристиками насоса и двигателя, например с более высокими КПД, с большим внешним диаметром двигателя и т.д.). 7. После окончательного подбора УЭЦН 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 УЭЦН, установка 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 износо- или коррозионостойкого насоса определяются необходимые геолого-технические и инженерные мероприятия, позволяющие снизить влияние нежелательных факторов. 2. Алгоритм “ручного” подбора УЭЦН скважине. 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 или в Руководстве по эксплуатации установок ЭЦН. 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.[8] 3.6 Расчет подбора УЭЦН Исходные данные: 1. Давление насыщения Рнас = 3 МПа 2. Пластовое давление Рпл = 10 МПа 3. Глубина скважины Lc,м = 1000 м 4.Коэффициент продуктивности, К = 33 м 3/ (сут∙МПа) 5. Объемная обводненность, В = 0,3 6. Плотность воды pв, = 1140 кг/м3 7. Давление на устье Ру = 0,7 Мпа 8. Диаметр эксплуатационной колонны Dэкс = 0,168 м 9. Оптимальное давление у приема насоса Pопт =2 Мпа 10. Плотность пластовой нефти, pпн = 889 кг/м3 11. Плотность дегазированной нефти, pдн = 910кг/м3 Решение: Рассчитать гидродинамическую характеристику скважины, выбрать типоразмер УЭЦН и глубину его спуска. Вычисляем минимально забойное давление: Pз.min. = 0,75∙Pнас, МПа, (1) где ,Pз.min-минимально забойное давление; Pнас - давление насыщения; Pз.min = 0,75∙3 = 2,25Мпа Вычисляем дебит скважины: Qф=К∙ (Рпл - Pзаб),(т/сут), (2) К - коэффициент продуктивности, м3/ (сут∙МПа) Pпл - пластовое давление Мпа Pзаб - забойное давление Qф= 33 ∙ (10 - 3) = 231 т/сут Задаемся значениями дебитов (подач): Q1, Q2, Q3 (т/ сут.) Q1 = 200 т/сут Q2 = 231т/сут Q3 = 260 т/сут Вычисляем глубину спуска насоса для заданных подач (при Q1, Q2, Q3) p'ж= (pнп+ pнд)/2,кг/м3 (3) pдн - плотность дегазированной нефти pпн - плотность пластовой нефти   м, (4)где Lc - глубина скважины |