курсовая нгпо. Геологопромысловый раздел
 Скачать 0.68 Mb.
|
 Рисунок 1- Схема УЭЦН 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 рис.1. 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. 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. 2.1.2 Осложнения, возникающие при эксплуатации УЭЦН 1) Влияние солей Практика эксплуатации месторождений показывает, что в скважинах и в насосном оборудовании в процессе добычи нефти происходят солеотложения, состоящие, главным образом из карбоната кальция- кальцита, что характерно для многих месторождений . Основным методом борьбы с отложениями кальцита в процессе эксплуатации является ингибиторная защита скважин и оборудования. Ингибиторы используется способом периодического дозирования в затрубное пространство скважины, а также путем задавки в призабойную зону. С целью снижения влияния процесса солеотложения на работу ЭЦН необходимо учитывать, чтобы температура двигателя, которая зависит от типа насосного агрегата, соответствовала или была бы близкой температуре восходящего потока в интервале спуска насосного оборудования. 2) Влияние парафина При движении нефти с забоя скважины снижаются температура и давление, происходит выделение газа, поток охлаждается, снижается растворяющая способность нефти и при этом выделяются твердый парафин, асфальтены и смолы. Отложения приводят к снижению дебита. а) Механический метод используется для периодического удаления АСПО компонентов с поверхностей нефтяного оборудования. При этом способе применяют скребки различных конструкций, спускаемых в скважину на проволоке. б) Термические методы (горячие промывки нефтью) применяются как для удаления, так и для предотвращения образований АСПО. Предотвращение образований АСПО проводится путем поддержания температуры нефти выше температуры плавления парафина с помощью разогретой нефти (АДПМ) или с помощью электронагревателей. в) Физические методы борьбы с АСПО предусматривают применение электромагнитных колебаний (магнитные активаторы, различных модификаций, покрытие твердых поверхностей эмалями, стеклом, бакелитовым лаком и т.д.). г) Химические методы включают в себя использование различных химических реагентов, полимеров, ПАВ( ингибиторы парафиноотложений, растворителей и т.д.). 3) Влияние механических примесей При отборе жидкости с песком свободно движущийся абразив разрушает диски и лопатки рабочего колеса и части направляющего аппарата, особенно в местах изменения направления движения струи жидкости. Для увеличения срока службы насоса при отборе жидкости с большим содержанием песка в конструкцию насоса могут быть внесены следующие основные изменения: а) Чугунные рабочие колеса заменены пластмассовыми из полиамидной смолы или углепластика, стойких против износа свободным абразивом и не наблюдающих в воде. б) Вместо одноопорной применяются двухопорная конструкция рабочего колеса. в) Текстолитовая опора колеса заменена резиновой , а в направляющем аппарате опорой для этой резиновой шайбы служит стальная термообработанная втулка. г) Для уменьшения износа ступиц рабочих колес и вала ставятся дополнительные радиальные опоры, которые препятствуют изгибу вала при его вращении. Таким образом, снижаются усилия у радиальной опоры колеса в направляющем аппарате. С помощью этих и некоторых других изменения обычной конструкции насоса срок службы износостойкости насоса увеличивается в 2,5-7 раз. 2.1.3 Влияние газа на работу УЭЦН Одним из основных факторов, влияющих на работу УЭЦН, является газовый фактор. Газовый фактор имеет большое значение при выборе способа эксплуатации и проектировании оптимального режима работы системы пласт-скважина. Наличие газа в водонефтяной смеси также изменяет свойства последней и поведение рабочей характеристики насоса. Значение оптимального газосодержания дополнительно будет зависеть от свойств нефти и содержания воды в смеси. Погружной центробежный насос достаточно чувствителен к наличию в откачиваемой жидкости свободного газа. В зависимости от количества свободного газа фактические характеристики насоса деформируются, а при определенном газосодержании насос прекращает подавать жидкость (срыв подачи). Многочисленные и длительные промысловые исследования работы УЭЦН позволили выделить три качественно различных области работы центробежного насоса, откачивающего газожидкостную смесь. В первой области, характеризующейся небольшим содержанием свободного газа в откачиваемой жидкости, фактические характеристики насоса не отличаются от стендовых характеристик для чистой жидкости (свободный газ отсутствует), а КПД насоса максимален. Давление на приеме насоса, соответствующее небольшому газосодержанию в откачиваемой жидкости, является оптимальным давлением на приеме Ропт. Вторая область работы ЭЦН характеризуется увеличением количества свободного газа в откачиваемой жидкости, вследствие чего реальные характеристики насоса отличаются от стендовых при работе без свободного газа (иногда значительно), но насос сохраняет устойчивую работу при допустимом КПД. Давление на приеме, соответствующее этой области работы насоса со свободным газом, называется допустимым давлением на приеме Рдоп. Третья область работы ЭЦН характеризуется значительным количеством свободного газа в откачиваемой жидкости, вследствие чего нарушается устойчивая работа насоса вплоть до срыва подачи. При этом КПД насоса снижается существенно (вплоть до нуля при срыве подачи), и длительная эксплуатация ЭЦН в этой области становится невозможной. Давление на приеме, соответствующее этой области работы насоса, называется предельным давлением на приеме Рпред. Допустимые значения газосодержания на входе в насос по техническим условиям эксплуатации установок составляют 25%, однако на самом деле эта величина колеблется (в зависимости от типоразмера насоса) в пределах 5-25% от объема добываемой продукции. Стабильная работа УЭЦН осуществляется при содержании свободного газа на входе в насос (по техническим условиям) от 5% до 25% в зависимости от типоразмера насоса, при увеличении количества свободного газа происходит ухудшение работы насоса. Газированная жидкость в некоторых случаях, если среда тонкодисперсная и наличие свободного газа не превышает допустимого, может положительно влиять на работу насоса т.к. происходит уменьшение плотности и вязкости откачиваемой смеси. Но, чаще всего, происходит частичное или полное запирание каналов рабочих колес в насосе при большом содержании газа, которое приводит к снижению подачи насоса, снижению наработки насоса на отказ. В некоторых случаях может происходить выход из строя погружного электродвигателя из-за плохого его охлаждение за счет отсутствия потока жидкости. 2.1.4 Методы борьбы с вредным влиянием газа Известны следующие методы борьбы с газом в скважинах, эксплуатируемых УЭЦН: 1) спуск насоса в зону, где давление на приеме обеспечивает оптимальную подачу насоса и устойчивую ее работу; 2) применение сепараторов различных конструкций; 3) монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств; 4) принудительный сброс газа в затрубное пространство; 5) применение комбинированных, так называемых «ступенчатых» (конических), насосов. Создание на приеме насоса давления, равного давлению насыщения нефти газом или близкого к нему. Этот метод широко распространен, так как прост технологически и организационно, но является неэкономичным, поскольку для его осуществления требуется спуск насоса на большие глубины, соизмеримые с глубиной скважины. Последнее связано с затратами на насосно-компрессорные трубы, кабель, электроэнергию и спускоподъемные операции, а иногда и невыполнимо по техническим причинам. Применение сепараторов. Метод предусматривает установку на приеме насоса специальных устройств, разделяющих жидкость и газ, и выброс последнего в затрубное пространство. В различных нефтедобывающих районах прошло промышленное апробирование как отечественного, так и импортного оборудования. По данным эксплуатации была зафиксирована удовлетворительная работа ЭЦН в течение длительного времени при объемном расходном газосодержании, равном 0,5. Использование диспергаторов. Применение диспергаторов позволяет увеличить допускаемое значение объемного газосодержания на приеме от 0,10 до 0,25 за счет образования тонкодисперсной структуры тонкодисперсной среды. Диспергаторы устанавливаются как вне, так и внутри насоса взамен нескольких рабочих ступеней. Диспергаторы эффективны в обводненных скважинах, образующих вязкую эмульсию, так как способствуют разрушению ее структуры. Диспергатор является сильным турбулизатором потока и способствует эффективному выравниванию структуры газожидкостной смеси. Принудительный сброс газа из затрубного пространства. В процессе эксплуатации скважины часть газа сепарирует из жидкости в области приема 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 устьевых или скважинных обратных клапанов или эжекторов, отсасывающих газ принудительно (например, система «тандем»). Применение комбинированных (конических) насосов. «Вредное» влияние газа уменьшается, если на приеме серийного насоса некоторое число ступеней заменить ступенями большей подачи. Обладая большим объемом каналов, эти ступени обеспечивают и большее поступление на прием газожидкостной смеси. При попадании в серийные ступени объем смеси уменьшается за счет сжатия и растворения газа в жидкости, чем и достигается оптимальная подача насоса. Стабильная работа УЭЦН осуществляется при содержании свободного газа на входе в насос (по техническим условиям) от 5% до 25% в зависимости от типоразмера насоса, при увеличении количества свободного газа происходит ухудшение работы насоса. Газированная жидкость в некоторых случаях, если среда тонкодисперсная и наличие свободного газа не превышает допустимого, может положительно влиять на работу насоса т.к. происходит уменьшение плотности и вязкости откачиваемой смеси. Но, чаще всего, происходит частичное или полное запирание каналов рабочих колес в насосе при большом содержании газа, которое приводит к снижению подачи насоса, снижению наработки насоса на отказ. В некоторых случаях может происходить выход из строя погружного электродвигателя из-за плохого его охлаждение за счет отсутствия потока жидкости. Газосепараторы предназначены для обеспечения стабильной работы погружного насоса при откачке высокогазированной жидкости. Применение газосепараторов или диспергаторов позволяет: предотвратить кавитацию и запирание газом рабочих органов насоса, обеспечить необходимую производительность насоса, повысить коэффициент полезного действия. Принцип работы диспергатора заключается в обеспечении необходимого диаметра пузырьков газа в откачиваемой газожидкостной смеси (ГЖС), путем их измельчения; газосепаратора -- в удалении газовой фазы из откачиваемой смеси. Все виды применяемого оборудования находятся на входе в первую рабочую ступень насоса, т.е. жидкость до входа в насос проходит через дополнительное устройство.  1-головка ; 2- втулка радиального подшипника; 3- вал; 4- сепаратор; 5-направляющие аппараты; 6- рабочие колеса; 7- корпус; 8- шнек; 9- основание Рисунок 2- Газосепаратор 2.2 Технологическая эффективность 2.2.1 Технологическая эффективность от применения диспергатора Модули насосные-диспергаторы МНДБ5 (производства ОАО "Борец") предназначены для измельчения газовых включений в пластовой жидкости, подготовки однородной газожидкостной смеси и подачи ее на вход насоса. Диспергаторы МНДБ5 устанавливаются на входе вместо входного модуля. Применение диспергатора способствует улучшению условий работы насоса, повышению стабильности его характеристик и увеличению экономичности всей установки погружного центробежного насоса.  Рисунок 3 – Диспергатор AGH фирмы REDA 2.2.2 Расчет технологической эффективности от применения диспергатора Исходные данные:
Произведём расчет технологической эффективности по трём скважинам по нефти 1 Производим расчет объём добычи при базовом дебите нефти  , т [6, стр 10] (1) = 0,42 ∙ 215 ∙ 0,76 =70,54 тгде  - дебит скважины по ГТМ, тТ - период между обработками, сут η - коэффициент эксплуатации скважин (принимаем 0,74)  - дебит скважины после ГТМ, т  = 0,42 ∙ 215 ∙ 0,76 = 70,54 т = 1,19 ∙ 215 ∙ 0,76 =199,87 т = 1,51 ∙ 215 ∙ 0,76 = 253,61 т 2 Производим расчет планируемой добычи нефти  =  [6, стр 10] (2)  70,54 +  + 221 ∙ 0,76 = 238,56 т 199,87 +  + 221 ∙ 0,76 = 367,16 т = 253,61 +  + 221 ∙ 0,76 = 421,81 т3 Расчет дополнительной добычи по скважинам  =  , т [6, стр 11] (3) =238,56– 70,54 = 168,02 т = 367,16 – 199,87 = 167,29 т = 421,81 – 253,61 = 168,2 т4 Дополнительная добыча по трём скважинам | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||