диплом. диплом томск. Министерство образования и науки российской федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования национальный исследовательский томский политехнический университет
 Скачать 1.08 Mb.
|
|
Целью выпускной квалификационной работы является анализ причин преждевременных отказов электроцентробежных насосов на С нефтяном месторождении. Для раскрытия темы данной работы были поставлены следующие задачи: - Анализ применяемого глубинно-насосного оборудованияч; - Анализ эффективности работы фонда скважин оборудованных УЭЦН на месторождении - Оценка эффективности методов увеличения межремонтного периода. 14 1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ С нефтяное месторождение открыто в августе 1962 года. Оно расположено в северо-западной части Александровского района Томской области (рисунок 1.1). Рисунок 1.1 – Обзорная карта нефтедобывающего района Месторождение находится в пределах Нижневартовского нефтегазоносного района, выделяемого в восточной части Среднеобской нефтеносной области. Это крупное многопластовое месторождение было введено в разработку в 1966 году. В первые два года осуществлялась пробная, а с 1968 года начата его промышленная эксплуатация. Начальные извлекаемые 15 запасы нефти 232847 тыс. тонн по категориям А+В+С1 и 9625тыс. тонн по категории С2. Остаточные запасы нефти на 01.01.2012 год, составили 78342,1 тыс. тонн по категориям А+В+С1. Накопленная добыча нефти с начала разработки составила 154504,9 тыс. тонн на 1.01.2012 год, степень выработки – 66,4%. В 25 километрах от месторождения расположен город С, где расположена компания, осуществляющее его разработку Текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,282, обводненность продукции составила 87,8%, эксплуатационный фонд составляет 972 скважины, из них добывающий фонд-714 скважин и неработающий фонд 258 скважин [1]. Максимальный уровень добычи нефти (6,9 млн. тонн, темп отбора 3,1%) по месторождению был достигнут в 1977-78 годах, после этого месторождение вступило в третью стадию разработки. В данный момент месторождение находится в четвертой стадии разработки. На С месторождении широко использовалось кустовое наклонно - направленное бурение. В кусте, состоящем из 3 - 10 скважин, как правило, бурилась одна вертикальная или почти вертикальная скважина, в которой выполняется более обширный комплекс промыслово - геофизических исследований, чем по наклонно - направленным, где отклонения от забоя иногда достигает 1км. и некоторые геофизические приборы не проходят в скважину. 16 3 ГЛУБИННО-НАСОСНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, ПРИМЕНЯЕМОЕ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ На Советском месторождение в данный момент времени, действующий механизированный фонд скважин по способам эксплуатации делится на эксплуатацию установками электроцентробежных насосов - 48% и эксплуатацию штанговыми глубинными насосами - 52% (рисунок 3.1). Станок-качалка, это весьма распространенный, но далеко не самый эффективный способ добычи нефти. Наиболее эффективным способом механизированной добычи нефти является добыча с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). На УЭЦН приходится основная доля добываемой продукции на Советском месторождении. Рисунок 3.1 – Распределение фонда скважин по способам эксплуатации При этом добыча нефти с помощью УЭЦН составляет- 79%, а добыча нефти с помощью ШГН- 21% (рисунок 3.2). Отсюда получается, что добыча нефти с помощью УЭЦН превышает добычу нефти с помощью ШГН в 3,7 раза [1]. 17 Рисунок 3.2 – Добыча нефти по способам эксплуатации 3.1 Описание и общая схема установки погружного электроцентробежного насоса Для добычи нефти в высокодебитных скважинах с дебитом 10-1300 м3/сут и высотой подъема (напором) от 500 до 2000 м широко применяют бесштанговые насосы - погружные электрические центробежные насосы. Установки выпускаются двух видов – модульные и немодульные; трех исполнений: обычное, коррозионостойкое и повышенной износостойкости. Для ЭЦН характерен большой межремонтный период работы, он достигает 320 суток и более. Наземное оборудование ЭЦН отличается простотой и не требует устройства фундаментов и других сооружений. Поэтому ЭЦН можно монтировать в короткие сроки. Поскольку центробежный насос с приводом находятся в скважине, то обслуживание скважин упрощается. 18 УЦЭН спускается в скважину, под расчетный динамический уровень обычно не менее 300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой (рисунок 3.3). Рисунок 3.3– Установка электроцентробежного насоса Состоит УЭЦН из трех основных частей: погружного центробежного насоса, погружного электродвигателя и гидрозащиты электродвигателя. 19 Погружные центробежные электронасосы (ПЦЭН) - это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции (ПЭД). ПЦЭН состоит из входного модуля, модуля секции (модулей секций), модуля-головки, обратного и спускного клапанов. Допускается уменьшение числа модулей-секций в насосе при соответствующем укомплектовании погружного агрегата двигателем необходимой мощности. При помощи шпилек модуль верхним концом подсоединяется к модулю- секции. Нижний конец входного модуля присоединяется к гидрозащите двигателя. Приводом погружных центробежных насосов служит специальный маслозаполненный погружной асинхронный электродвигатель трехфазного переменного тока с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения типа ПЭД. Двигатель, заполняется специальным маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим для охлаждения и смазки. Для погружных электродвигателей напряжение составляет 380-2300 В, сила номинального тока 24,5-86 А при частоте 50 Гц, частота вращения ротора до 3000 оборотов в минуту, температура окружающей среды +50-90 °С. Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации объема масла во внутренней полости, от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса. Гидрозащита состоит из протектора и компенсатора. Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионно-стойкого исполнения. Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита открытого типа. Гидрозащита открытого типа требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 21 г/см 3 , обладающий физико-химическими свойствами пластовой жидкости и масла. 20 Подвод электроэнергии к электродвигателю установки погружного насоса осуществляется через кабельную линию, состоящую из питающего кабеля и муфты кабельного ввода для сочленения с электродвигателем. Электронасосы применяются для эксплуатации скважин: - нефтяных с высоким содержанием парафина; - малодебитных с низким уровнем жидкости; - малодебитных с водонапорным режимом; - высокодебитных; - сильнообводненных, где для добычи определенного количества нефти необходимо отбирать большое количество воды; - глубоких, для рентабельной эксплуатации, которых требуются насосы большой мощности; - наклонных скважин; - с высоким газосодержанием; - с содержанием солей в добываемой жидкости. Однако эффективность работы значительно снижается при наличии в откачиваемой жидкости свободного газа. Характеристика работы насоса резко снижается уже при 1-2% содержании газа (по объему). Методами борьбы с попаданием газа в насос являются: - увеличение погружения насоса под динамический уровень; - установка различного вида газосепараторов ниже приема насоса. Все виды насосов имеют паспортную характеристику в виде кривых зависимостей H(Q) (напор, подача), (Q) (коэффициент полезного действия, подача), N(Q) (потребляемая мощность, подача). Обычно эти характеристики даются в диапазоне рабочих значений расходов или в несколько большем интервале (рисунок 3.4). 21 КВт Рисунок 3.4 – Типовая характеристика погружного центробежного электронасоса Всякий центробежный насос, в том числе и ПЦЭН, может работать при закрытой задвижке (Q=0, H=max) и при отсутствии противодавления на выкиде (Q=Qmax, H=0). Полезная работа насоса пропорциональна подаче на напор, на этих двух точках она будет равна нулю. При определенном соотношении Q и H, обусловленными минимальными внутренними потерями, достигает максимального значения равного примерно 0,5-0,6. Подача и напор соответствующие максимальному коэффициенту полезного действия, называются оптимальными. Зависимость (Q) около своего максимума изменяется плавно, поэтому допускается работа ПЦЭН при режимах, отличающихся от оптимального в ту или иную сторону на некоторую величину. Пределы этих отклонений зависят от конкретной характеристики ПЦЭН и должны соответствовать снижению КПД насоса на 3-5%. Это обуславливает целую область работы ПЦЭН, которая называется рекомендованной областью. Работает ЭЦН следующим образом. Электроток из промысловой сетки через трансформатор и станцию управления поступает по кабелю в электродвигатель и приводит его в действие. Электродвигатель вращает вал центробежного насоса. 22 Жидкость всасывается через фильтр центробежным насосом и нагнетается на поверхность по насосным (подъемным) трубам. Чтобы жидкость при остановке центробежного насоса не уходила из подъемных труб в скважину, в трубах над насосом помещают обратный клапан. Кроме того в трубах устанавливают сливной клапан, который открывают перед подъемом ЭЦН из скважины, чтобы жидкость слилась из труб в скважину. В зависимости от поперечного размера погружного агрегата УЭЦН делят на три условные группы: 5; 5A и 6 с диаметрами соответственно 93; 103; 114 мм, предназначенные для эксплуатационных колонн соответственно не менее 121,7; 130; 144,3 мм. Расшифровка условных обозначений установок приведена на примере У2ЭЦННИ6-350-1100. Здесь: У - установка; 2 - номер модификации; Э - с приводом от погружного электродвигателя; Ц - центробежный; Н - насос; И - повышенной износостойкости (повышенной коррозионной стойкости); 6(5;5А) - группа установки; 350 - подача насоса в оптимальном режиме по воде в м3/сут; 1100 - напор, развиваемый насосом в метрах водяного столба. Пример шифра установок-УЭЦНМК5-125-1300 означает: УЭЦНМК - установка электроцентробежного насоса модульного и коррозионно-стойкого исполнения; 5 - группа насоса; 125 - подача, м3/сут; 1300 - развиваемый напор. Выпускаемые серийно УЭЦН имеют длину от 15,5 до 39,2 м и массу от 626 до 2541 кг в зависимости от числа модулей (секций) и их параметров. Пластовая жидкость - смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа - имеет следующие характеристики: - максимальное содержание попутной воды - 99%; - водородный показатель попутной воды рН - 6,0-8,5; - максимальная плотность жидкости - 1400 кг/м 3 ; - максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД - 1 мм 2 /с; 23 - максимальная массовая концентрация твердых частиц - 0,1 г/л; - микро твердость частиц не более 5 баллов по Моосу; - максимальное содержание свободного газа на приеме насоса - 25%; - при использовании газосепаратора содержание свободного газа в пластовой жидкости в зоне подвески насоса допустимо до 55% по объему; - максимальная концентрация сероводорода для насосов обычного исполнения - 0,01 г/л; - для насосов коррозионно-стойкого исполнения - 1,25 г/л; - максимальная температура - 90°С; Скважины, в которых эксплуатируются установки, должны удовлетворять следующим условиям: - минимальный внутренний диаметр скважины для каждого типоразмера насоса согласно технического описания на модуль секции и двигатели; - максимальный темп набора кривизны ствола скважины - 3° на 10м; - максимальное гидростатическое давление в зоне подвески установки - 250 кгс/см 2 ; - в зоне работы установки отклонение ствола скважины от вертикали должно быть не более 40°[4]. 3.2 Эффективность работы фонда скважин оборудованных УЭЦН на месторождении Для оценки эффективности работы фонда скважин оборудованных УЭЦН на С месторождении по данным технологических режимов на 01.01.12 года были проанализированы коэффициенты подачи и типоразмеры насосных установок. Коэффициент подачи насосных установок показывает, на сколько правильно установка электроцентробежного насоса подобрана к скважине, 24 характеризует работу насоса и определяется отношением фактического дебита насоса к оптимальному дебиту Kn=Qфакт./Qнас.опт. По полученным коэффициентам подачи УЭЦН была построена диаграмма, (рисунок 3.5), для всего действующего фонда скважин оборудованных УЭЦН. Оптимальный режим работы УЭЦН должен соответствовать коэффициенту подачи равному от 0,8 до 1,2. Рисунок 3.5 – Распределение фонда скважин по коэффициентам подачи На диаграмме показано распределение скважин по коэффициентам подачи: 82% - 151 скважины работают в оптимальном режиме, и лишь 18% - 36 скважины работают с коэффициентами, которые не соответствуют оптимальному режиму. Исходя из выше сказанного, можно сделать вывод, что основная часть фонда скважин подобрана правильно и эксплуатируется эффективно. Представляется целесообразным рассмотреть, из каких типоразмеров УЭЦН состоит эксплуатационный фонд. Для этого построим диаграмму распределение фонда скважин по типоразмерам. На рисунке 3.6 показано что, из всего фонда скважин оборудованных установками электроцентробежных насосов, по количеству преобладают установки типоразмеров: УЭЦН 50 – 52 шт., УЭЦН 400 – 26 шт., затем УЭЦН 80 – 24шт. 25 Рисунок 3.6 – Распределение фонда скважин по типоразмерам Исходя из процентного соотношения распределения типоразмеров глубинно-насосного оборудования, получается что, в основном используют УЭЦН 50 – 27% , а также УЭЦН 400 – 14%, затем уже идут УЭЦН 80 – 13% (рисунок 3.7). Большая часть фонда С месторождения эксплуатируется данными типоразмерами УЭЦН [1]. Рисунок 3.7 – Распределение по типоразмерам фонда УЭЦН в процентном соотношении. Э-30; 3% Э-50; 27% Э-60; 7% Э-80; 13% Э-125; 10% Э-130; 2% Э-160; 1% Э-200; 6% Э-250; 8% Э-400; 14% Э-500; 6% Э-800; 3% 0 10 20 30 40 50 60 5 52 13 24 18 3 1 12 15 26 12 5 количе ство уста новок 26 3.3 Методика расчета МРП (межремонтного периода скважины) Межремонтным периодом работы скважины следует считать продолжительность времени в календарных сутках между двумя последовательными ремонтами. Настоящая методика предназначена для расчета межремонтного периода работы скважин. а) Расчет МРП производится за отчетные периоды: квартал, полугодия, девять месяцев, год. б) МРП рассчитывается для всего пробуренного фонда скважин, отдельно по нефтяным, нагнетательным, газовым скважинам, а также для скважин с различными видами эксплуатации (ШГН, ЭЦН, газлифт, фонтан). в) Расчет МРП производится по формуле: МРП=Т/Ч, где Т -календарное количество суток за расчетный период, Ч – частота ремонта за расчетный период. г) Расчет частоты ремонта за расчетный период производится по формуле: Ч=Р/Ф, где Р- количество ремонтов за расчетный период, Ф- среднеарифметический фонд скважин на начало и конец расчетного периода Ф=(Фн+Фк)/2 д) В количество ремонтов за расчетный период включаются все ремонты, проведенные на фонде скважин за расчетный период, за исключением освоения скважин из бурения, вывода скважин из консервации. е) Ремонты, связанные с переводом скважин с одного способа эксплуатации на другой, из одной категории в другую (например, нефтяные в нагнетательные, ШГН на ЭЦН), а также ремонты по консервации и ликвидации скважин относятся к предыдущей категории. При расчете частоты ремонта за расчетный период принимается следующий фонд скважин: 27 Для расчета МРП по всему фонду скважин: -весь пробуренный фонд скважин за исключением осваиваемых и ожидающих освоения после бурения, ликвидированных и законсервированных скважин. Для расчета МРП по нефтяному фонду: -весь эксплуатационный нефтяной фонд без скважин, осваиваемых и ожидающих освоения бурения. Для расчета МРП по видам эксплуатации нефтяного фонда: -весь эксплуатационный нефтяной фонд с данным видом оборудования без скважин, осваиваемых и ожидающих освоения после бурения. Для расчета МРП нагнетательного фонда: -все нагнетательные скважины Для МРП газового фонда: -весь эксплуатационный газовый фонд без скважин, осваиваемых и ожидающих освоения после бурения и законсервированных скважин [5]. Производство на скважинах работ по гидравлическому разрыву пласта (ГРП) влечет за собой снижение межремонтного периода скважин (МРП). Это видно из рисунка 3.8 по сопоставлению с рисунком 3.9, где ГРП на скважинах не проводилось. Снижение МРП объясняется тем, что при проведении ГРП происходит большой вынос проппанта рисунок 3.10, часть из которого попадает на прием насоса, что приводит к засорению рабочих органов насоса, заклиниванию насоса, перегоранию кабеля и выхода насоса из строя. С годами на скважинах, где был проведен ГРП, межремонтный период возрастает. Если в 2009 году он составлял 87 суток, то в 2011 году МРП возрос до 131 суток. Однако все еще не соответствующий гарантийному сроку 180 суток. Рост МРП объясняется тем, что в скважинах, где проводилось ГРП, используют технологию тщательной промывки скважины, обрабатывают ПЗП 28 гидровакуумными желонками. Применяют забойные двигатели Д-105 (106;85) для уничтожения плотной корки проппанта. Рисунок 3.8 – Динамика межремонтного периода УЭЦН после ГРП по годам на Советском месторождение в сутках Рисунок 3.9 – Динамика межремонтного периода УЭЦН за 2012 год на Советском месторождении в сутках 29 Рисунок 3.10 – Минералогический состав механических примесей по скважинам после ГРП Также нужно отметить, что специалистами ЦДНГ ведется тщательный подбор оборудования и оптимизация режимов работы его эксплуатации. Кроме того, в последние годы при капитальном ремонте скважин стараются внедрять новое оборудование (ЭЦН, НКТ, пакер-фильтры ФС и другое оборудование). |