Контроль режима работы скважины эксплуатируемой УЭЦН по показаниям наземных приборов. ПР Контроль режима работы скважины эксплуатируемой УЭЦН по показ. Контроль режима работы скважины эксплуатируемой уэцн по показаниям наземных приборов
 Скачать 47.82 Kb.
|
|
ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА на тему «Контроль режима работы скважины эксплуатируемой УЭЦН по показаниям наземных приборов» СОДЕРЖАНИЕ
Введение электроцентробежный насос скважина В настоящее время наблюдается значительное снижение объемов добычи нефти. Это происходит по многим причинам. Основная из них – вступление месторождений в позднюю стадию разработки, которая характеризуется повышенной обводнённостью продукции, увеличением числа ремонтов скважин и снижением дебитов скважин по жидкости. Поэтому особое значение приобретает проблема повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин. Факторами, влияющими на работу установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) в скважинах, являются газ, вода, отложения солей и парафина, наличие механических примесей в добываемой из пласта жидкости. Их можно объединить в группу геологических причин, поскольку своим происхождением они обязаны условиями формирования нефтяной залежи. Принципы добычи жидкости из скважины, такие как интенсификация, поддержание пластового давления, повышение нефтеотдачи, являясь по своему виду технологическими приемами, несомненно, воздействуют на геологические факторы, ослабляя или усиливая их. В отдельную группу можно выделить причины, обусловленные конструкцией скважины или УЭЦН. К ним относятся диаметр эксплуатационных колонн, кривизна скважин, исполнение узлов и деталей УЭЦН. Перечисленные выше факторы относятся к осложнениям, так как воздействуют порознь или совместно, вызывают ухудшение технико-экономических показателей эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН. Изучение накопленного научного и производственного опыта позволит выбрать правильные направления для совершенствования эксплуатации установками электроцентробежных насосов в осложненных условиях. Установки электроцентробежных насосов. Установки электроцентробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, и механические примеси. В зависимости от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное и повышенной корозионно-износостойкости. Установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), как правило, применяются на высокодебитных скважинах, обеспечивая наибольший КПД среди всех механизированных способов добычи нефти При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей превышает допустимую 0,1 гр/л происходит засорение насосов, интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация, попадание воды в питание электроэнергией погружного электродвигателя (ПЭД) по торцевым уплотнениям, происходит перегрев двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН. УЭЦН относится к погружным бесштанговым насосным установкам лопастного типа. Оборудование УЭЦН состоит из погружной части, спускаемой в скважину вертикально на колонне НКТ, и наземной части соединенные между собой погружным силовым кабелем. Таблица 1.Классицикация УЭЦН
Электроцентробежный насос Электроцентробежный насос для добычи нефти представляет собой многоступенчатую и в общем случае многосекционную конструкцию. Модуль-секция насоса состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего и нижнего радиальных подшипников, осевой опоры, головки, основания. Пакет ступеней с валом, радиальными подшипниками и осевой опорой помещаются в корпусе и зажимаются концевыми деталями. Исполнения насосов отличаются материалами рабочих органов, корпусных деталей, пар трения, конструкцией и количеством радиальных подшипников. На сегодняшний день с освоением новых месторождений нефти с осложненными условиями её добычи и применением технологий, повышающих нефтеотдачу пластов на уже эксплуатируемых месторождениях, приводит к уменьшению межремонтного периода эксплуатации традиционного нефтедобывающего оборудования, в том числе и ЭЦН. Этот факт требует от производителей увеличения модельного ряда, выпускаемого ими оборудования, которое может соответствовать условиям конкретных скважин. В связи с чем, выпускаются новые модели ЭЦН, имеющие конструктивные особенности рабочих органов, технологию их плавки и материал, из которого их изготавливают, расположение осевых и радиальных опор и многое другое. Все эти особенности отражены в условных обозначениях модели насоса, которые каждый производитель формирует согласно своим техническим условиям, но все отечественные производители используют общую форму для обозначения в названии модели типоразмера оборудования. Пример условного обозначения: ЭЦН 5-125-2150 Электроцентробежный насос Габарит ЭЦН (условно указывает на минимальный внутренний диаметр обсадной колонны в дюймах) Производительность — м³/сут. (при работе установки на частоте переменного тока 50 Гц, частота вращения 2910 оборотов в минуту с учетом скольжения) Напор — м (сумма напоров всех ступеней во всех секциях установки при работе на частоте переменного тока 50 Гц округляется до 50 метров) Некоторые производители используют следующее обозначение ЭЦН-5А-45-1800(3026), где в скобках указывают частоту оборотов при которой должен эксплуатироваться ЭЦН для достижения заданной производительности и напора. Производители УЭЦН в США используют другую структуру обозначения своей продукции, например: TD-650(242st) или DN-460(366st) Буква D указывает на серию которая определяет габарит корпуса насоса. Следующее число указывает производительность ЭЦН измеряющуюся в барр. /сут. при частоте переменного тока 60 Гц В скобках указывается количество рабочих ступений в насосе. 2.Основная часть 2.1. Контроль работы скважин, оборудованных УЭЦН В современных условиях работы УЭЦН, зачастую осложненных многими факторами (наклонно-направленные скважины, высокая обводненность и химическая активность пластовой жидкости, высокое содержание механических примесей, высокая температура, давление и газовый фактор), нормальная эксплуатация оборудования нереальна без использования систем диагностики. Применение систем диагностики позволяет не только оптимизировать работу системы "пласт-скважина-насосная установка", но и предотвратить большинство отказов и аварий со скважинным оборудованием. Оборудование диагностики работоспособности УЭЦН является техническим средством контроля рабочих параметров установки и формирования сигналов для автоматического управления работой УЭЦН. Термоманометрическая система (ТМС) ТМС-3. Система обеспечивает: - сигнализацию при достижении заданных значений давления на приеме скважинного ЭЦН и предельно допустимого значения температуры (100 °С) ПЭД; - формирование сигналов управления УЭЦН при достижении заданных значений давления на приеме ЭЦН и предельно допустимого значения температуры. Система ТМС-3 состоит из скважинного преобразователя, трансформирующего давление и температуру в частотно-манипулированный электрический сигнал, и наземного прибора, осуществляющего функции блока питания, усилителя-формирователя сигналов и устройства управления режимом работы погружным электронасосом по давлению и температуре. Скважинный преобразователь давления и температуры (ПДТ) выполнен в виде цилиндрического герметичного контейнера, размещаемого в нижней части электродвигателя и подключенного к нулевой точке его статорной обмотки. Наземный прибор, устанавливаемый в комплектное устройство ШГС, обеспечивает формирование сигналов на ее отключение и выключение насоса по давлению и температуре. В качестве линии связи и энергопитания ПДТ используется силовая сеть питания погружного электродвигателя. Система термоманометрическая СКАД-2. Эксплуатационное назначение системы - контроль технического состояния УЭЦН в процессе эксплуатации, подконтрольный вывод на режим и стабилизация работы скважины в заданном режиме. Функциональное назначение - контроль температуры масла электродвигателя и давления пластового флюида в зоне подвески УЭЦН с возможностью автоматического управления установкой по параметрам давления и температуры совместно с блоком управления комплектного устройства ШГС 5805, ШГС 5806. Система обеспечивает постоянный контроль избыточного давления пластовой жидкости, окружающей ПЭД, а также температуры статорных обмоток в зоне нижней лобовой части ПЭД. При выходе за установленные граничные значения контролируемого давления и температуры оборудование автоматически отключает УЭЦН. Система СКАД-2 позволяет фиксировать граничные и текущие значения контролируемых параметров, количества отключений УЭЦН раздельно по каждому из условий, а также текущего и предельно допустимого количества отключении УЭЦН за последние календарные сутки. Обеспечивается также визуальное представление в цифровой форме текущих и граничных значений контролируемых параметров, светодиодная индикация режимов работы системы, самотестирование системы, возможность включения в многоуровневую систему управления технологическим процессом нефтедобычи на правах контрольного пункта нижнего уровня. Импульсная система телеметрии ИСТ-1. Импульсная система телеметрии ИСТ-1 предназначена для контроля технического состояния УЭЦН в процессе эксплуатации, подконтрольного вывода на режим и стабилизации работы скважины на заданном режиме за счет управления работой УЭЦН. Система ИСТ-1 обеспечивает контроль давления жидкости в зоне подвески УЭЦН, температуры масла в электродвигателе, уровня вибрации погружного оборудования и автоматическое управление работой УЭЦН по давлению, температуре и виброускорению совместно с блоком управления устройства комплектного ШГС 5805. Система ИСТ-1 может использоваться в составе автоматизированных систем управления технологическими процессами нефтедобычи. 2.2. Контрольно-измерительные приборы и аппаратура Различают следующие типы приборов: показывающие, регистрирующие, суммирующие, прямого действия, сравнения. Класс точности: определяется пределами допускаемых основных и дополнительных погрешностей. Размерный ряд: 1,0; 1,5; 2,0; 2,5; 3,0; 4,0; 5,0; 6,0; Ремонт и калибровка средств измерений осуществляется лабораторией метрологии структурного подразделения. Сдача средств измерений в ремонт и калибровку в лабораторию метрологии ТПДН производится подразделениями ТПДН согласно графикам калибровки. 2.2.1. Приборы для измерения давления Давлением называется отношение силы, действующей перпендикулярно поверхности, к площади этой поверхности. Различают следующие виды давления: - атмосферное – давление, создаваемое массой воздушного столба земной атмосферы; - абсолютное – давление, отсчитанное от абсолютного нуля. За начало отсчета абсолютного давления принимают давление внутри сосуда, из которого полностью откачен воздух; - избыточное давление – разность между абсолютным и барометрическим давлениями; - вакуум (разрежение) – разность между барометрическим и абсолютным давлениями; Манометры служат для измерения избыточного давления. При помощи манометров измеряют давление в линиях, установках и т.д. Дифференциальные манометры – для измерения разности давлений. Технические – служат для установки на объектах. В нефтедобыче наиболее распространены пружинные манометры, где в качестве чувствительного элемента применяют трубчатые пружины, как одновинтовые, так и многовинтовые, мембраны и сильфоны. Технические манометры имеют класс точности 1,5; 2,5; 4,0; контрольные – 0,6; 1,0; образцовые – 0,16; 0,25; 0,4. Верхние пределы измерений манометров в зависимости от их типов составляют: 0,16; 1,0; 1,6; 2,5; 4,0; 6; 10; 16; 25; 40; 60; 100; 160; 250; 400; 600; 1000 кгс/кв.см. Пример обозначения манометра: манометр показывающий (МП) с диаметром корпуса 63 мм (63), радиальным штуцером (Р), диапазоном измерения от 0 до 4 МПа, классом точности 2,5 МП 63 - Р (0...4) МПа - 2,5. Принцип действия манометра основан на уравновешивании силы, возникающей под воздействием измеряемого давления, силой упругости, чувствительного элемента прибора. Контрольные – для фиксации Рmaх. Контрольные манометры имеют дополнительную стрелку, свободно посаженную на ось под основной рабочей стрелкой. С возрастанием давления рабочая стрелка перемещает контрольную, а с уменьшением его контрольная стрелка остается на месте показывая максимальное давление, измеренное манометром. Электроконтактные (ЭКМ)- для сигнализации о повышении (понижении) заданных величин и снабжены сигнальными контактами, замыкающими или разрывающими электрическую цепь при достижении заданного давления. Контакты замыкаются или размыкаются непосредственно самой стрелкой манометра и устанавливаются на нужные отметки шкалы с помощью приспособления, выведенного на лицевую часть через защитное стекло. В отличие от обычного показывающего манометра в этом приборе имеются два электроконтакта, которые замыкаются при заданных значениях давления, передавая при этом по проводам соответствующий сигнал. Пределы, при которых подаются сигналы, устанавливаются перемещением контактных стрелок с помощью двух головок, выведенных наружу через стекло и помещенных над осью вращения стрелки прибора. Электрическая часть контактных манометров может питаться постоянным или переменным током. В целях безопасности корпус контактного манометра имеет особую клемму, которая должна быть соединена с землей. Различают манометры: - Специальные - для измерения ядовитых и горючих газов, корпуса которых окрашены в различные цвета, а шкалы снабжены соответствующими надписями. Например, кислородные манометры окрашены в голубой цвет, водородные – зеленый, ацителеновые – в белый и т.д. - жидкостные – измеряемое давление уравновешивается давлением столба жидкости, - заливаемой в прибор, высота которого и является величиной, определяющей - давление. - пружинные – измеряемое давление уравновешивается упругими силами пружинных элементов – величиной, определяющей давление. - поршневые – давление уравновешивается весом груза, действующего на поршень определенной площади, перемещающийся в цилиндре, заполненном маслом. - электрические – используют для измерения давления различные электрические явления, связанные с изменением давления ( пьезоэлектричество и т.д.). В различных установках применяются различные типы манометров: - манометры показывающие МП-4У, ОБМ, МОШ, МТ, устанавливаются на скважинах, АГЗУ, ДНС, УПСВ, КНС, УПН для местного контроля давления. - манометры электроконтактные, показывающие ЭКМ, ДМ2005, ДМ2010 устанавливаются в КНС, котельных установках, установках водоснабжения и др. - манометры электроконтактные показывающие взрывозащищенные ВЭ-16рб, ДМ2005-ВЗГ устанавливаются в АГЗУ, ДНС, УПСВ, УПН. Устанавливаются по месту, контакты сигнального устройства используются в схемах сигнализации и управления. - преобразователи давления с электрическим выходным сигналом «Сапфир 22 ДИ», «Метран», МТ-100 устанавливаются на объектах ЦППН, ДНС, УПСВ, КНС. Унифицированный токовый сигнал (4-20 мА0 передается на вторичный прибор в операторную. 2.2.2. Приборы для измерения температуры. По принципу действия: - термометры расширения (технические стеклянные, манометрические, дилатометрические, биметаллические); - термоэлектрические пирометры (термопары); - термометры сопротивления; На объектах применяются следующие датчики температуры: - термометры стеклянные ртутные, спиртовые – устанавливаются на оборудовании и трубопроводах УПН, УПСВ, ДНС, в печах, котельных и т.д.; - термометры манометрические ТКП-СК, ТГП-СК – показывающие приборы, устанавливаемые по месту. Контакты сигнального устройства используют в схемах сигнализации и блокировок. Используются в котельных и объектах водоподготовки; - термометры самопишущие ТГС-712 – местный показывающий самопишущий прибор. Используется в котельных установках. - термоустройства - дилатометрические типа ТУДЭ. Контакты сигнального устройства используют в схемах сигнализации и блокировок. Используются в котельных установках. - термометры сопротивления типа ТСМ – используются для контроля температуры в комплекте с - вторичными приборами КСМ, СТ-136, УМС на ДНС, ЦППН, УПСВ и др.; - термометры типа ТХА – используются для контроля температуры в комплекте со вторичными приборами типа логометров, КСП и др., на печах ПТБ-10, ПП-1,6. 2.2.3. Приборы для измерения расхода жидкости и газа. Турбинные расходомеры, счетчики жидкости и газа. Принцип действия турбинных расходомеров и счетчиков заключается в преобразовании скорости потока жидкости и газа, проходящего через известное сечение трубопровода, в частоту вращения турбины, установленной в трубопроводе, которая, в свою очередь, преобразует ее в частоту электрических импульсов. Турбинные расходомеры с магнитно-индукционными преобразователями- «НОРД», «МИГ», «Турбоквант», «Смит» - получили широкое применение на узлах учета нефти. Механические турбинные счетчики жидкости ТОР – 50 и ТОР –80 используются в АГЗУ. Устройство и принцип действия турбинного счетчика ТОР, используемого в ГЗУ: Турбинный расходомер жидкости (ТОР 1-50) в ГЗУ «Спутник» установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора. Расходомеры ТОР-1 предназначаются для измерения жидкости вязкостью не более 80сСт. Расходомеры ТОР-1 обеспечивают как местный отсчет показаний, ак и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на БМА. Расходомеры ТОР-1 состоят из двух основных частей: турбинного счетчика жидкости и блока питания. Турбинный расходомер ТОР-1 работает следующим образом. Жидкость, проходя через входной патрубок корпуса и обтекатель, попадает на лопатки крыльчатки и приводит ее во вращение. После крыльчатки направление движения жидкости экраном изменяется на 180°, и она через окна обтекателя поступает в выходной патрубок. Число оборотов крыльчатки прямо пропорционально количеству прошедшей жидкости. Вращательное движение крыльчатки передается через понижающий редуктор и магнитную муфту на механический счетчик со стрелочной шкалой (цена деления 0,005 м3). Одновременно со стрелкой механического счетчика вращается находящийся с ней на одной оси диск с двумя постоянными магнитами, которые, проходя мимо электромагнитного датчика, замыкают расположенный в нем магнитоуправляемый контакт. Получаемые при этом электрические сигналы регистрируются на блоке управления счетчиком, т. е. дублируют показания местного механического счетчика. В то же время каждая лопатка, проходя мимо магнитоиндукционного датчика, выдает электрический сигнал, который регистрируется в блоке регистрации. Диапазон измерения колеблется от 3 до 30 м3/ч. Паспортная погрешность измерения при расходе от 3 до 5 м3 /ч— ±5%, от 5 до 30 м3 /ч— ±2,5%. В реальных условиях из-за плохой сепарации эта погрешность может достигать большой величины. Вихревые расходомеры жидкости и газа. Принцип действия этих расходомеров основан на эффекте Кармена, заключающийся в том, что если в потоке жидкости или газа установить призму с острыми ребрами, например, треугольную в сечении, то на этих ребрах происходит срыв потока с образованием вихрей, частота которых пропорциональна скорости потока. Диапазоны измеряемых расходов вихревых расходомеров лежат в пределах от 0 до 50000 м3/час. Основная погрешность от 1 до 1,5 %. Существенным недостатком является необходимость их индивидуальной поверки. Опыт эксплуатации показывает, что их использование предпочтительнее для измерения расхода воды (СВУ-25, СВУ-50, СВУ200). 25, 50,200 – верхний предел измерения в м3/час. 2.2.4. Приборы расхода. - для измерения перепада давления используются преобразователи перепада давления типа «Сапфир – 22ДД», или аналогичные импортные типа «Дельта-Ртран», «МИНИТРАН»; - для измерения давления - «Сапфир-22ДИ» или аналогичные; - в качестве вторичного прибора используется вычислитель расхода производства Венгрии «Унифлоу-10М» (100) или отечественного производства УВП-280Г, СПГ-761. В память вычислителя заносятся необходимые данные из уравнения расхода, и в дальнейшем происходит непрерывное вычисление со всеми необходимыми поправками. Предусмотрена индикация мгновенного расхода (в м3/час). Вышеперечисленные средства измерения применяются для учета расхода газа. 2.2.5. Измерение уровня и применяемые приборы. По принципу действия: - визуальные уровнемеры – стеклянная трубка со шкалой, закрепленная между двумя штуцерами, соединенными с резервуаром. - поплавковые уровнемеры – чувствительным элементом является поплавок плавающий на поверхности жидкости. С изменением уровня изменяется положение поплавка, которое передается механическим (УДУ-10),электрическим (Сапфир-ДУ), или пневматическим (УБ-ПВ) путем на вторичный прибор. - гидростатические уровнемеры – принцип действия основан на измерении давления внутри жидкости, определяемого массой столба жидкости, расположенного между точкой измерения и поверхностью жидкости в емкости. В емкости под давлением уровень определяют дифманометрами. На объектах применяются следующие приборы контроля уровня: - сигнализаторы уровня емкостные типа РОС-101, буйковые ДУЖЕ-200, поплавковые СУ-1, СУ-2, СУЖ, ДУЖ-1М, ультразвуковые СУР-2М, СУР-3. Используются для сигнализации аварийного уровня в сепараторах, резервуарах и других емкостях ДНС, УПН,УПСВ, КНС. - Уровнемеры буйковые пневматические типа УБ-ПВ, ПИУП. Используются в комплекте со вторичными приборами для контроля, сигнализации и регулирования уровня в сепараторах и др. емкостях ДНС, УПСВ, УПН. - Уровнемеры ультразвуковые РУ-ПТ1, РУ-ПТ2, ВК-1200, ВК-1600, У-1500, в комплект со вторичными приборами для измерения уровня взлива и уровня раздела фаз в резервуарах ДНС,УПН,УПСВ, сигнализации о предельных значениях. - Уровнемеры поплавковые УДУ-10, «КОР-ВОЛ» для измерения уровня взлива в резервуарах ДНС, УПН, УПСВ. - Уровнемеры ультразвуковые ДДИ, ДУУ-2 в комплекте с функциональными контроллерами «Гамма-4М», «Гамма-6», «Гамма-7», «Гамма-8» для измерения уровня взлива и уровня раздела фаз в резервуарах ДНС, УПН, УПСВ, сигнализации о предельных значениях, регулирования уровня в сепараторах ДНС. 2.2.6. Методы снятия показаний приборов По методам снятия показаний приборы бывают: - Акустические – мерой уровня является время распространения звуковых колебаний от источника излучения до контролируемой границы раздела сред и обратно до приемника. - С непосредственным отчетом – датчики со шкалой, показывающие или записывающие показания (указательные стекла, УДУ – 10, ДСС). - С электрической передачей информации – электрическая система передачи дает возможность передавать показания на расстоянии 500 м и более. Основными датчиками, применяемыми в системах передачи на постоянном токе, являются: реостатные, деформационные трансформаторные, токовые и т. д. - С пневматической передачей показаний – пневматическая система передачи показаний нашла применение в тех случаях, когда применение электрических исключается ввиду пожароопасности, взрывоопасности производства. Дальность передачи 160 м. Заключение В настоящее время в нефтегазовом деле очень большой выбор УЭЦН, но от этого возникает проблема, какая установка пригодна для условий эксплуатации месторождения. А также правильность работы с ним, ведь именно от этого и зависит часть успеха в нашем не легком деле. На работу насоса и его срок службы влияет столько факторов что представить страшно, все они могут как навредить, так и облегчить работу насоса и ими мы никак не можем пренебречь. Размещено на СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1.Андреев В.В. Уразаков К.Р. «Справочник по добыче нефти и газа»-1998г 2. Основы нефтегазового дела: Учебник. Е.О. Антонова, Г.В. Крылов, А.Д. Прохоров, О.А. Степанов –М.: 2003.-307с.: ил. 3. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: Учебник.-2-е изд., доп, и испр. –Уфа: Дизайн ПолиграфСервис, 2002.-544с. 4. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Учебное пособие для вузов. — М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. 5. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины. Буровое оборудование. Справочник в 2-х томах. /Абубакиров В.Ф., Архангельский В.Л. и др./ -- М.: Недра, 2000. |