курсовая. курсовая энгм. Группа 3Н20419 Курсовой проект
 Скачать 413.23 Kb.
|
 Механизированный способ добычи нефти – насосный. Насосная эксплуатация обеспечивает подъем нефти по скважине соответствующим насосным оборудованием. Насосы бывают штанговые и безштанговые. Безштанговые – погружного типа электроцентробежные (УЭЦН) (рисунок.1). Штанговые- находятся на поверхности наиболее распространена откачки нефти штанговыми глубинными насосами (УШГН) (рисунок 2).1 - погружной электродвигатель; 2 - звено гидрозащиты; 3 - приемнуя сетка насоса для забора жидкости; 4 - многоступенчатый центробежный насос ЭЦН; 5 - НКТ; 6 - бронированный трехжильный электрокабель ; 7 - пояски для крепления кабеля к НКТ; 8 - устьевая арматура; 9 - барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля; 10 - трансформатор; 11 - станция управления; 12 - компенсатор Рисунок 1 - Схема установки электроцентробежного насоса Устройство УЭЦН состоит из наземной и погружной части, применяется только для высокодебитных скважин, так как при подаче менее 50 м3/сут его КПД резко снижается.  Установку штангового глубинного насоса применяют для низко- дебитных и средне- дебитных скважин имея как наземное и подземное оборудование. Представляют собой устройство, при помощи которых можно откачивать жидкие среды из скважин, характеризующихся значительной глубиной. Имеет два типа насосов: вставной и не вставной. Вставные насосы спускаются в скважину в собранном виде на штангах и фиксируются в нижней части колонны НКТ замком (анкером).1 - станция управления; 2 - балансир; 3 - головка балансира; 4 - стойка; 5 - шатун; 6 - кривошип; 7 - редуктор; 8 - приводной двигатель; 9 - тормоз; 10 - противовесы; 11 - металлическая рама; 12 - бетонный фундамент; 13 - канатная подвеска; 14 - траверсы; 15 - полированный шток; 16 - устьевая арматура; 17 - колонна штанг; 18 -колонна НКТ; 19 - плунжер насоса; 20 - нагнетательный клапан; 21 - всасывающий клапан; 22 - цилиндр насоса; 23 –хвостовик Рисунок 2 - Схема установки штангового глубинного насоса Принцип работы ШГН: от станции управления производиться запуск электродвигателя, электродвигатель передает редуктору крутящий момент через клиноременную передачу, затем редуктор через КШМ преобразовывает вращательное движение в возвратно- поступательное движение балансира, балансир тем временем через полированный шток передает движение к плунжеру насоса. При движение головки балансира вверх, всасывающий клапан открывается, нагнетательный закрывается жидкость поступает в полость насоса. При движение балансира вниз происходит обратное действие, всасывающий клапан закрывается, нагнетательный открывается и жидкость вытесняется из насоса. И так циклически. 2.1.2 Причины образования парафиноотложений Одной из основных проблем при эксплуатации нефтяных скважин является образование на подземном оборудовании асфальто-смоло-парафиновых отложений, хлоридных и карбонатных солей, коррозионные процессы под действием агрессивных сред, а также, засорение механическими примесями. Наиболее значительное проявление осложнений возникает на скважинах механизированного фонда, оборудованных УШГН – 95,2%, которым в большинстве случаев свойственно образование АСПО на подземном оборудовании (НКТ, штанги) и в нефтепроводах. Основными причинами парафиноотложений являются: Понижение температуры жидкости; Перетек жидкости в изогнутых местах (Т образных труб); В трубах имеется шероховатости; 4) Скорость потока пластовых флюидов также влияет на интенсивность парафинизации скважинного оборудования; 5) Снижение давления ниже давления насыщения нефти газом приводит к интенсивному выделению газа непосредственно в ПЗП, увеличению плотности нефти, снижению фазовой проницаемости и формированию АСПО. 2.1.3 Методы предупреждения АСПО Методы определения АСПО бывают трех типов: химические методы, физические методы и использование гладких покрытий. Химические методы - в основе их действия лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела жидкости и твердой поверхности. По этому признаку химические методы подразделяются на методы, основанные на применении ингибиторов - смачивающих добавок, интенсификаторы, депрессаторов и диспергаторов. Ингибиторы - это поверхностно активные вещества (ПАВ), снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование. Интенсификатор - это ПАВ, снижающие в 3-5 раз поверхностное натяжение на границе, ускоряющая отчистку призабойной зоны от продуктов реакции и отреагированной кислоты. Депрессаторы- это ПАВ, оказывающие тормозящее действия на образование новых кристаллических зародышей парафина в скважине, что сказывается в виде понижения температуры застывания нефтепродукта. Физические методы предупреждения образования асфальтосмолопарафинов основаны на исследовании структуры и свойств отложений, а также на механизме их образования. Они включают в себя тепловые методы, воздействие электрических, магнитных и акустических полей Физические методы к ним относятся вибрационные, воздействие магнитных, ультразвуковые методы. Вибрационные и ультразвуковые воздействия создают колебания в области образования отложений, способствуют перемешиванию кристаллов парафина и препятствуют дальнейшему осаждению на стенках внутрискважинного оборудования. Они не получили широкого распространения в связи с тем, что они создают вибрации которая влияет на прочность резьбовых соединений на НКТ и способствует их разрушению и отвинчиванию. Влияние магнитного поля, приводит к изменению физикохимических свойств газожидкостной смеси. Сущность метода заключается в перекачке водонефтяной эмульсии через рабочий зазор магнитного контура, вследствие этого происходит резкое увеличение числа центров кристаллизации парафинов за счет разрушения агрегатов природных ферромагнитных микрокристаллов железа. Применение вибрационного воздействия широкого распространения не получило в связи с тем, что вибрация влияет на прочность резьбовых соединений насоснокомпрессорных труб (НКТ), способствует их разрушению и отвинчиванию. К использованию гладких покрытый относятся: покрытие труб эпоксидными смолами, стеклогранулянтом, бакелитовым лаком, смолами, применение стеклопластиковых штанг. Защитные покрытия состоят из гидрофильного материала (полярного), обладающего слабой адгезионной способность к отложениям парафина и гладкой поверхностью. В зависимости от условий эксплуатации скважины, свойств добываемой нефти и твёрдых углеводородов, подбирают подходящие защитные материалы. 2.1.4 Методы удаления АСПО Борьба с АСПО при добыче нефти ведется по двум направлениям: 1) удаление уже сформировавшихся отложений; 2) профилактика или предотвращение отложений. К методам удаления АСПО относятся: тепловые методы (закачка пара, промывка горячей нефтью или водой в качестве теплоносителя, специальные греющие кабели), механические методы (использование скребков, скребков-центраторов, установленных на штангах), химические методы (применение органических растворителей или моющих средств для удаления АСПО). Тепловые методы - прогрев колонны НКТ паром, закачиваемым в скважину с помощью специальной паропередвижной установки. Такой процесс называется пропариванием НКТ. Часто используют и прокачку горячей нефти. Эффективно используются и специальные греющие кабели, спускаемые внутрь НКТ. Паропередвижная установка (ППУ) - представляет собой автономную котельную для выработки пара в полевых условиях. Закачка пара - пар закачивается в нагнетательные скважины, продолжительность цикла закачки пара обычно составляет 10-20 суток и зависит от толщины обрабатываемого пласта и приёмистости скважины по пару. После закачки расчётного количества пара скважина закрывается на пропитку на 5-10 суток до полной конденсации пара в стволе скважины. Затем, в случае использования для закачки пара высоких параметров специального внутрискважинного оборудования, последнее извлекается из скважины. После этого в скважину спускается ГНО, затем она вводится в эксплуатацию. Промывка горячей нефтью или водой - в нагнетательные скважины нагнетают горячую нефть и воду при температуре свыше 80  . Промывка скважин необходима для очистки ствола от накопившегося парафинового отложения. Процесс промывки основан на использовании энергии струи жидкости, закачиваемой в скважину, для разрушения песчаной пробки и выноса ее на поверхность. В качестве промывочной жидкости используется нефть или воду. Промывочную жидкость выбирают в зависимости от величины пластового давления, свойств пород, составляю щ их пласт, и характеристики добываемой из скважины жидкости.Греющие кабели - выделении тепла электрическими проводниками при протекании по ним электрического тока. За счет выделяемого тепла поддерживается температура по стволу скважины выше температуры кристаллизации парафиногидратов, предотвращается выпадение твердых фракций и налипание их на стенках НКТ скважин. Механические - использование различных по конструкции и форме скребков, либо спускаемых в подъемник на проволоке с помощью специальных автоматизированных лебедок, устанавливаемых на устье скважины, либо так называемых автоматических летающих скребков. Конструктивно скребок устроен таким образом, что при спуске полукруглые по форме пластинчатые ножи сложены, и скребок свободно спускается в НКТ. При подъеме ножи раскрываются, их диаметр становится равным внутреннему диаметру НКТ, и они срезают отложившийся парафин, который с помощью потока жидкостной продукции выносится на поверхность. Использование скребков - Для выполнения технологии необходимо использования специализированного комплекса (передвижного агрегата или стационарного устьевого оборудования) оборудованного лебедкой для спускоподъемных операций скребка.  Скребка фрезерного типа - на валу скребка установлены режущие головки, которые приводятся в движение жидкостным потоком. Число и размеры режущих головок подбираются в зависимости от типа и диаметра насосно-компрессорных труб, а также толщины и протяженности интервала отложений.Рисунок 3 - Схема механического колонного скребка На стебель 1 установлены шесть ножей 4. Полукольца 2 предназначены для фиксации ножей 4 на стебле 1. Полукольца 2 соединяются болтами 5. Под каждым ножом 4 установлены наборы пластинчатых пружин 3 по семь пружин в каждом наборе. Пружины служат для создания ножами необходимого усилия на обрабатываемую поверхность. Скребок спускается на проволоке или тонком стальном тросе. Скребки соскабливают со стенок НКТ отложившийся парафин. Под действием их веса и подвешиваемых грузов (до 10 кг) скребки двигаются вниз. Их поднимают лебёдкой вверх. Частота применения скребков для очистки НКТ скважин от АСПО зависит от дебита скважины и варьируется от 1 раза в 7 суток до 1 раза в месяц Химические - использование различных растворителей парафиновых отложений, закачиваемых в скважину. Известные растворители АСПО делятся на следующие классы: - индивидуальные органические растворители. Применение индивидуальных органических растворителей на сегодняшний день ограничено. Связано это с тем, что в качестве их используют реагенты, которые обладают высокой токсичной и пожароопасностью (например, сернистый углерод и хлорорганические соединения). Использование дихлорпропана запрещено, так как углеводороды данного соединения отрицательно влияют на процессы переработки нефти; - растворители природного типа. На предприятиях нефтегазовой промышленности они пользуются наибольшей популярностью (газоконденсат, газовый бензин, смесь сжиженных нефтяных газов, легкая нефть). Они обладают низкой стоимостью, не влияют на свойства нефти, на дальнейшие процессы, связанные с переработкой нефти, добываются на тех же нефтяных предприятиях, где в дальнейшем и используются. Компонентный состав растворителей природного типа представлен в основном легкими фракциями углеводородов (С3-С6). Однако использование этих растворителей применимо только для растворения парафиновых отложений, асфальтены и смолы мало растворимы в соединениях данного типа. 2.2 Технологическая эффективность 2.2.1 Технологическая эффективность от механических скребков При удаление парафиновых отложений на Гареевском месторождении с затрубного пространства и внутренней полости насосно- компрессорных труб с помощью механических скребков достигается значительное увеличение межремонтного периода работы скважин от нескольких недель до многих месяцев, обеспечивается стабильность дебитов, уменьшаются затраты на подземный ремонт скважин не только за счет увеличения межремонтного периода, но и за счет уменьшения объема работ по ликвидации таких аварий, как частые обрывы штанг, заклинивание плунжера и штанг парафином при подъеме их из подъемной колонны, так-же увеличивается срок службы глубинного насоса в связи с равномерным износом втулок и плунжера. Непрерывное удаление парафина из насосных труб обеспечивает постоянство нагрузки на головку балансира, вследствие чего отпадает необходимость в изменении уравновешивания балансира станка-качалки; нагрузка двигателя остается постоянной. 2.2.2 Расчет технологической эффективности при проведение работ механическими скребками Таблица 4 - Технологическая эффективность при проведение работ механическими скребками
Произведем расчет технологической эффективности по трем скважинам нефти. Решение: 1 Производим расчет объем добычи при базовом дебите нефти  , т [8, стр 5] (1)где  - дебит скважины до ГТМ, т; - период между обработками скважины (принимаем 217); - коэффициент эксплуатации скважин (принимаем 0,75); - дебит скважины после ГТМ, т;   2 Производим расчет планируемой добычи нефти  [8, стр 5] (2)   3 Расчет дополнительной добычи по скважинам  , т [8, стр 5] (3)   4 Дополнительная добыча по трем скважинам | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||