Презентация курса МиОдляДиПНиГ_02122013. Литература для самостоятельной подготовки Ивановский В. Н. и др Скважинные насосные установки для добычи нефти. Гуп издательство Нефть и газ ргу нефти и газа им. И. М. Губкина, 2002 г. 824 с. ил
 Скачать 17.22 Mb.
|
|
Регулирование работы фонтанных скважин Регулировочные кривые служат одним из оснований для установления технологической нормы добычи из данной скважины и режима ее постоянной работы: недопущение забойного давления Рс ниже давления насыщения Рнас или некоторой его доли Рс > 0,75·Рнас; установление режима, соответствующего минимальному газовому фактору или его значению, не превышающему определенную величину; установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения количества выносимого песка для предотвращения образования каверны в пласте за фильтром скважины; установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения процентного содержания воды в продукции скважины; недопущение на забое скважины такого давления, при котором может произойти смятие обсадной колонны; Регулирование работы фонтанных скважин недопущение режима, при котором давление на буфере или в межтрубном пространстве достигнет опасных значений с точки зрения прочности и надежности работы арматуры и поверхностного оборудования вообще; недопущение режима, при котором давление на буфере скважины может стать ниже давления в выкидном манифольде системы нефтегазосбора; недопущение такого режима работы скважины, при котором могут возникать пульсации, приводящие к срыву непрерывного процесса фонтанирования; установление такого режима, при котором активным процессом дренирования охватывается наибольшая толщина пласта или наибольшее число продуктивных пропластков. Это устанавливается с помощью снятия профилей притока глубинными дебитомерами на разных режимах работы скважины. Регулировочные кривые Рис. 8.13. Регулировочные кривые фонтанной скважины: d - диаметр штуцера; 1 - Рc - забойное давление, МПа; 2 - Гo - газовый фактор, м 3 /м 3 ; 3 - Q - дебит скважины, м 3 /сут; 4 - ΔР - депрессия, МПа; 5 - П - содержание песка в жидкости, кг/м 3 ; 6 - n - содержание воды в продукции скважины, %н Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение открытое нерегулируемое фонтанирование в результате нарушений герметичности устьевой арматуры; образование асфальтосмолистых и парафиновых отложений на внутренних стенках НКТ и в выкидных линиях; пульсация при фонтанировании, могущая привести к преждевременной остановке скважины; образование песчаных пробок на забое и в самих НКТ при эксплуатации неустойчивых пластов, склонных к пескопроявлению; отложения солей на забое скважины и внутри НКТ. Достоинства и недостатки фонтанного способа добычи нефти Газлифтная эксплуатация скважин Газлифтная скважина - это по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу. По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность Принципиальная схема газлифта Однорядный газлифтный подъемник Двухрядный газлифтный подъемник Полуторарядный газлифтный подъемник Основные виды газлифта Пуск в работу газлифтной скважины Газлифтная эксплуатация скважин Все клапаны по своему назначению можно разделить на три группы. Пусковые клапаны для пуска газлифтных скважин и их освоения. Рабочие клапаны для непрерывной или периодической работы газлифтных скважин, оптимизации режима их работы при изменяющихся условиях в скважине путем ступенчатого изменения места ввода газа в НКТ. При периодической эксплуатации через эти клапаны происходит переток газа в НКТ в те моменты, когда над клапаном накопится столб жидкости определенной высоты и эти клапаны перекрывают подачу газа после выброса из НКТ жидкости на поверхность. Концевые клапаны для поддержания уровня жидкости в межтрубном пространстве ниже клапана на некоторой глубине, что обеспечивает более равномерное поступление через клапан газа в НКТ и предотвращает пульсацию. Они устанавливаются вблизи башмака колонны труб Газлифтная эксплуатация скважин Рис. 9.11. Принципиальная схема клапана, управляемого давлением в трубах Газлифтный клапан для наружного крепления, управляемый давлением в НКТ: 1 - ниппель дли зарядки сильфонной камеры азотом, 2 - сильфонная камера, 3 - сильфон, 4 -центрирующий шток, 5 - шток клапана, б - клапан, 7 - штуцерное отверстие для поступления газа в НКТ, 8, 9 - каналы, по которым газ поступает в НКТ Рис. 9.11. Принципиальная схема клапана, управляемого давлением в трубах Принципиальная схема клапана, управляемого давлением в трубах Принципиальная схема концевого клапана: 1 - конический клапан; 2 - рабочее отверстие, 3 - регулировочная головка для изменения натяжения пружин; 4 - шариковый клапан для промывки скважин Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление) Технические характеристики газлифтных скважин Оборудование устья газлифтной скважины ОУГ 80х35 1- уплотнительный узел проволоки 2- трехсекционный лубрикатор 3- манометр 4- ручной плашечный превентор 5- натяжной ролик с очистительным устройством 6- монтажная мачта 7- стяжной ключ 8- полиспаст Скважинная камера и расположение в ней газлифтного клапана 1- муфта 2,5- патрубок 3- кулачковый фиксатор 4- газлифтный клапан Преимущества и недостатки газлифтного способа добычи нефти Установки электроцентробежных насосов для добычи нефти (УЭЦН) Схема установки ЭЦН Конструкция электроцентробежного насоса Рабочая ступень УЭЦН Характеристики модулей-секций насоса Длина от фланца до фланца: модуль насоса 3 - 3365 мм; модуль насоса 4 - 4365 мм; модуль насоса 5 - 5365 мм. В последние годы ОАО «АЛНАС» постоянно совершенствует конструкции насосов. Погружной электродвигатель (ПЭД) Параметры электродвигателей Двигатель включает в себя один или несколько электродвигателей (верхний, средний и нижний мощностью от 63 до 360 кВт) и протектор. Электродвигатель состоит из статора, ротора, головки с токовводом и корпуса. Статор выполнен из трубы, в которую запрессован магнитопровод, изготовленный из листовой электротехнической стали. Обмотка статора - однослойная протяжная катушечная. Фазы обмотки соединены в звезду. Предельная длительно допускаемая температура обмотки статора электродвигателей: для электродвигателей с диамет- ром корпуса 103 мм -170 °С, остальных электродвигателей - 160 °С. Токоввод - это изоляционная колодка, в пазы которой вставлены кабели с наконечни-ками. В нижней части корпуса электродвигателя расположены пробки. Через отверстия под пробку проводят закачку и слив масла в электродвигатель. Маркировка и обозначения ПЭД В шифре двигателя ПЭДУСК-125-117ДВ5 - приняты следующие обозначения: ПЭДУ - погружной электродвигатель унифицированный; С - секционный (отсутствие буквы - несекционный); К - коррозионностойкий (отсутствие буквы - нормальное); 125 - мощность, кВт; 117 - диаметр корпуса, мм; Д - шифр модернизации гидрозащиты (отсутствие буквы - основная модель); В5 - климатическое исполнение и категория размещения. В шифре электродвигателя ЭДК45-117В приняты следующие обозначения: ЭД - электродвигатель; К - коррозионностойкий (отсутствие буквы - нормальное исполнение); 45 - мощность, кВт; 117 - диаметр корпуса, мм; В - верхняя секция (отсутствие буквы - несекционный, С - средняя секция, Н - нижняя секция). В шифре гидрозащиты ПК92Д приняты следующие обозначения: П - протектор; К - коррозионностойкая (отсутствие буквы - исполнение нормальное); 92 - диаметр корпуса в мм; Д - модернизация с диафрагмой (отсутствие буквы - основная модель с барьерной жидкостью). Пуск, управление работой двигателя и его защита при аварийных режимах осуществляются специальными комплектными устройствами. Пуск, управление работой и защита двигателя мощностью 360 кВт с диаметром корпуса 130 мм осуществляются комплектным тиристорным преобразователем. Электродвигатели заполняются маслом МА-ПЭД с пробивным напряжением не менее 30 кВ. Гидрозащита погружных электродвигателей Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса. Разработано два варианта конструкций гидрозащит для двигателей унифицированной серии: открытого типа - П92; ПК92; П114; ПК114 и закрытого типа - П92Д; ПК92Д; (с диафрагмой) П114Д; ПК114Д. Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого исполнений. Рис. 5. Гидрозащита открытого (а) и закрытого (б) типов: А - верхняя камера; Б - нижняя камера; 1- головка; 2- верхний ниппель; 3- корпус; 4- средний ниппель; 5- нижний ниппель; 6- основание; 7 - вал; 8 -торцовое уплотнение; 9- соединительная трубка; 10 - диафрагма. Принцип работы гидрозащиты Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита открытого типа. Ее принцип действия требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 2 г/см 3 , обладающей физико-химическими свойствами, которые исключают ее перемешивание с пластовой жидкостью скважины и маслом в полости электродвигателя. Верхняя камера А, рис. 5, заполнена барьерной жидкостью, нижняя Б - диэлектрическим маслом. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет перетока барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую. В гидрозащитах закрытого типа применяются резиновые диафрагмы, их эластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе. Основные характеристики гидрозащит представлены в таблице. В последние годы ОАО ―АЛНАС‖ освоил и выпускает новые марки гидрозащит - МГ-51 и МГ - 54. Газосепаратор Для откачивания пластовой жидкости, содержащей от 25 до 55% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля, к насосу подключают модуль - газосепаратор. Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем -секцией. Наиболее известны две конструкции газосепараторов: газосепараторы с противотоком; центробежные или роторные газосепараторы. Для первого типа, применяемого в некоторых насосах Reda, при попадании жидкости в газосепаратор, она вынуждена резко менять направление движения. Некоторые газовые пузырьки сепарируются уже на входе в насос. Другая часть, попадая в газосепаратор, поднимается внутри его и выходит из корпуса. В отечественных установках, а также насосах фирмы Centrilift и Reda, используются роторные газосепараторы, которые работают аналогично центрифуге. Лопатки центрифуги, вращающиеся с частотой 3500 об/мин, вытесняют более тяжелые жидкости на периферию, и далее через переходной канал вверх в насос, тогда как более легкая жидкость (пар) остается около центра и выходит через переходной канал и выпускные каналы обратно в скважину. 1-головка; 2-втулка радиального подшипника; 3- вал; 4- сепаратор; 5-нап равляющие аппараты; 6-рабочие колеса; 7-корпус; 8-шнек; 9-основание. Осложнения, вызванные наличием газа на приеме насоса • Пар может создавать в насосе газовую пробку, что приводит к скачкам давления и выходу насоса из строя. Современные центробежные сепараторы обеспечивают эффективное отделение до 90% несвязанного газа прежде, чем он достигнет насосного блока, что снижает кавитацию в насосе и колебания нагрузки электродвигателя. Газосепаратор фирмы Centrilift A Baker Hughes Company • Пар не смазывает подшипники в достаточной степени. • КПД насоса снижается • Если приходится сепарировать газ, то общий КПД лифта скважины уменьшается, поскольку наличие газа существенно повышает КПД НКТ. Устройства комплектные серии ШГС 5805 Устройства предназначены для управления и защиты погружных электронасосов добычи нефти с двигателями серии ПЭД (в том числе со встроенной термоманометрической системой) мощностью 14 - 100 кВт и напряжением до 2300 В переменного тока. В шифре устройства ШГС5805-49АЗУ1 приняты следующие обозначения: ШГС5805 - обозначение серии (класс, группа, порядковый номер устройства); 4 - номинальный ток силовой цепи до 250 А; 9 - напряжение силовой цепи до 2300 В; А - модификация для наружной установки (Б - для встраивания в КТППН, Т - с термоманометрической системой); 3 - напряжение цепи управления 380 В; У - климатическое исполнение для умеренного климата (ХЛ - для холодного климата); 1 - категория размещения для наружной установки (3.1 - для встраивания в КТППН). Функции станции управления Устройства обеспечивают функции защиты, сигнализации и измерения: 1. Защиту от короткого замыкания в силовой цепи напряжением 380 В. 2. Защиту от перегрузки любой из фаз электродвигателя с выбором максимального тока. 3. Защиту от недогрузки при срыве подачи по сигналу, характеризующему загрузку установки, с выдержкой времени на срабатывание защиты не более 45 с. 4. Непрерывный контроль сопротивления изоляции системы ―погружной электродвигатель - кабель‖ с уставкой сопротивления 30 кОм на отключение без выдержки времени. 5. Сигнализацию состояния установки с расшифровкой причины отключения. 6. Наружную световую сигнализацию об аварийном отключении установки (кроме ШГС5805- 49БЗХЛ3.1), при этом лампа в светильнике должна быть 40 или 60 Вт. 7. Отключение установки при появлении от термоманометрической системы сигнала на отключение в результате превышения температуры электродвигателя (только для UirC5805-49T3VI ). 8. Отключение электродвигателя при появлении от термоманометрической системы сигнала на отключение в результате достижения средой, окружающей электродвигатель, давления, соответствующего заданному минимальному значению (только для ШГС5805-49ТЗУ1). 9. Индикацию текущего значения давления среды, окружающей электродвигатель (только для UirC5805-49T3VI). 10. Индикацию числа отключений установки. Функции станции управления Устройства ШГС5805 обеспечивают: 1. Включение и отключение электродвигателя насосной установки. 2. Работу электродвигателя установки в ―ручном‖ и ―автоматическом‖режимах. При этом в ―автоматическом‖ режиме обеспечивается: автоматическое включение электродвигателя с регулируемой выдержкой времени от 2,5 до 60 мин при подаче напряжения питания; автоматическое повторное включение электродвигателя после его отключения защитой от недогрузки с регулируемой выдержкой времени от 3 до 1200 мин; возможность выбора режима работы с автоматическим повторным включением после срабатывания защиты от недогрузки или без автоматического повторного включения; возможность выбора режима работы с защитой от турбинного вращения двигателя; блокировка запоминания срабатывания защиты от перегрузки при отклонении; автоматическое повторное включение электродвигателя с регулируемой выдержкой времени при появлении от термоманометрической системы сигнала на включение при достижении средой, окружающей электродвигатель, давления, соответствующего заданному максимальному значению. 3. Управление установкой с диспетчерского пункта. 4. Управление установкой от программного устройства. 5. Управление установкой в зависимости от давления в трубопроводе по сигналам контактного манометра. Установка электроцентробежного насоса Определение глубины подвески ЭЦН Выбор оборудования Оборудования устья ОУЭН 140-65 1- крестовик 2- разрезной фланец 3- тройник 4- кабель 5- разъемный конус Обозначение установок погружных центробежных электронасосов Установки погружных насосов УЭЦНМ и УЭЦНМК в модульном исполнении предназначены для откачки пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ и механические примеси из вертикальных и наклонных нефтяных скважин. Установки имеют два исполнения - обычное и коррозионно-стойкое. По поперечным размерам насосы делятся на три условные группы: 5, 5А и 6, что означает номинальный диаметр обсадной колонны (в дюймах), в которую может быть спущен данный насос. Группа 5 имеет наружный диаметр 92 мм, группа 5А - 103 мм и группа 6 - 114 мм. В шифре УЭЦНМ заложены их основные номинальные параметры, такие как подача и напор при работе на оптимальном режиме. Пример условного обозначения установки в технической документации: УЭЦНМ5-125-1200 ВК02, где У- установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м 3 /сут; 1200 - напор, м; ВК - вариант комплектации; 02 - порядковый номер варианта комплектации по ТУ. Для установок коррозионно-стойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква ―К‖. Типоразмеры УЭЦН Показатели назначения по перекачиваемым средам среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа); максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и к. п. д. - 1 мм 2 /с; водородный показатель попутной воды рН 6,0 - 8,5; максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01 % (0,1 г/л); микротвердость частиц - не более 5 баллов по Моосу; максимальное содержание попутной воды - 99%; максимальное содержание свободного газа у основания двигателя - 25%, для установок с насосными модулями-газосепараторами (по вариантам комплектации) - 55 %, при этом соотношение в откачиваемой жидкости нефти и воды регламентируется методикой подбора УЭЦН к нефтяным скважинам, принятой в НГДУ; максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения - 0,001% (0,01 г/л); для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125% (1,25 г/л); температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата - не более 90 °С. |