Дипломная работа. Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных
 Скачать 0.85 Mb.
|
|
1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПОГРУЖНЫХ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВКАХ И ОСЛОЖНЕНИЯХ ПРИ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ 1.1 Установка погружного электроцентробежного насоса Электроцентробежная насосная установка (УЭЦН) представляет собой комплекс оборудования, предназначенный для механизированной добычи жидкости нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ и механические примеси с помощью центробежного насоса, который соединен с погружным электродвигателем. Область применения установки – высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитами 10÷1300 м 3 /сут и высотой подъема 500÷3500 м. Межремонтный период установок в среднем составляет 300 суток и более. Установки выпускаются двух видов – модульные и немодульные. В зависимости от количества компонентов, содержащихся в перекачиваемой жидкости, насосы имеют три исполнения: обычное, коррозионностойкое и повышенной износостойкости. В зависимости от максимального поперечного размера погружного агрегата установки делятся на три группы – 5; 5А; 6. установки группы 5 с поперечный габаритом 112 мм, применяются в скважинах с колонной обсадных труб, имеющих внутренний диаметр не менее 121,7 мм; установки группы 5А, имеющие поперечный габарит 124 мм – в скважинах с внутренним диаметром не менее 130 мм; установки группы 6, имеющие поперечный габарит 140, 5 мм – в скважинах с внутренним диаметром не менее 148,3 мм. Диаметры корпусов погружного агрегата для групп 5, 5А, 6 – 92 мм, 103 мм и 114 мм соответственно. 14 Пример условного обозначения установки – УЭЦНМК5А-250-1400, означает: У – установка; Э – с приводом от погружного двигателя; Ц – центробежный; Н – насос; М – модульный; 5А – группа насоса; 250 – подача, м 3 /сут; 1400 – напор, м; К – коррозионностойкое исполнение установки (добавляется перед обозначением группы). Выделяют следующие условия применимости УЭЦН по перекачиваемым средам: среда – пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа); максимальное содержание попутной воды – 99%; содержание попутного газа на приеме насоса – не более 25%; для установок, имеющих насосные модули - газосепараторы – не более 55%; максимальное содержание механических примесей не более 0,1 г/л для обычного и коррозионностойкого, 0,5 г/л для износостойкого; содержание сероводорода не более 0,01 г/л для обычного и износостойкого, до 1,25 г/л для коррозионностойкого; водородный показатель пластовой воды (pH) в пределах 6,0 – 8,3; максимальная температура перекачиваемой жидкости до 90 °С. 1.2 Оборудование скважин, эксплуатируемых с помощью УЭЦН На сегодняшний день предложено большое количество различных схем и модификаций установок ЭЦН. На рисунке 1.1 представлена одна из наиболее часто встречаемых на промысле схем оборудования добывающей скважины установкой погружного электроцентробежного насоса. Установка электроцентробежного насоса включает в себя следующие элементы: 15 наземное оборудование (трансформаторная подстанция, станция управления, устьевое оборудование скважины); подземное оборудование (погружной центробежный насос, погружной электродвигатель с гидрозащитой, которые спускаются в скважину на колонне насосно- компрессорных труб, и кабельная линия). Погружной электроцентробежный насос – это центробежный насос, состоящий из нескольких модуль-секций, которые в свою очередь состоят из множества ступеней (направляющих аппаратов) и большого количества рабочих колёс, собранных на валу и заключенных в стальной корпус (трубу). Для освоения скважины с получением требуемой нормы отбора жидкости, в оптимальном режиме работы и получения наибольшего экономического эффекта индивидуально подбираются необходимые типоразмеры и параметры насоса, погружного электродвигателя с гидрозащитой кабеля, диаметр насосно-компрессорных труб и глубина спуска насоса. Обычно, в состав насоса входит нижняя секция с приёмной сеткой, средняя и верхняя секции, причём средних секций может быть несколько. Длина насоса определяется числом рабочих ступеней, 16 Рисунок 1.1 – Состав УЭЦН количество которых определяется основными параметрами насоса – подачей и напором Модуль – секция насоса состоит из следующих основных частей: корпус, вал, пакет ступеней (рабочие колёса и направляющих аппараты). Принцип работы насоса заключается в следующем: Жидкость, всасываемая через приемный модуль, поступает на направляющие аппараты (лопасти вращающегося рабочего колеса), под действием которых она разгоняется, приобретая скорость и давление и под действием возникающей центробежной силы через неподвижные каналы переменного сечения аппарата направляется к следующей ступени. Вследствие создаваемого разрежения, в освободившееся пространство вновь устремляется жидкость и цикл повторяется. Таким образом, жидкость получает приращение напора от ступени к ступени. Рабочие колёса и направляющие аппараты установлены последовательно. Входной модуль предназначен для приема и подвода скважинной жидкости в насос, а также грубой очистки её от механических примесей. При откачивании скважинной жидкости, с содержанием свободного газа больше, чем 25% (по объему), между входным модулем и модулем – секцией устанавливается газосепаратор. Входной модуль состоит из корпуса с отверстиями для прохода скважинной продукции, вала, приёмной сетки и шлицевой муфты, служащей для соединения с другими модулями. Верхняя часть модуля присоединяется к секции насоса, а нижняя часть к протектору, с помощью подшипников скольжения вала и шпилек. Обратный клапан служит для предотвращения слива столба жидкости, находящейся в НКТ, а вследствие этого предотвращения обратного вращения рабочих колес насоса под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе при остановках насоса и облегчения его повторного запуска. Он устанавливается между верхней секцией насоса и сливным клапаном. 17 Сливной (спускной) клапан предназначен для слива жидкости из колонный насосно-компрессорных труб при подъеме насоса из скважины. Погружные асинхронные двигатели (ПЭД) в зависимости от мощности изготавливаются одно- и двухсекционными. В зависимости от типоразмера питание электродвигателя осуществляется напряжением от 380 до 2300 В. Рабочая частота переменного тока составляет 50 Гц. Погружной электродвигатель (ПЭД) – трёхфазный, асинхронный с короткозамкнутым ротором, маслозаполненный и герметичный. Протектор и компенсатор соединены с электродвигателем при помощи шпилек и гаек. Вал электродвигателя с валом протектора соединяется через шлицевую муфту. Внутренняя полость двигателя герметична и заполнена диэлектрическим маслом. В головке электродвигателя имеется разъем электрического и механического соединения с питающим электрическим кабелем. При подаче напряжения по кабелю вал двигателя приводится во вращение и через шлицевую муфту вращает вал насоса. Верхний конец протектора приспособлен для стыковки с погружным насосом. Гидрозащита двигателя представляет собой специальное устройство, состоящее из протектора и компенсатора. Она предназначена для: защиты внутренней полости двигателя от проникновения в неё пластовой жидкости; компенсации теплового изменения объема масла во внутренней полости двигателя; выравнивания давления во внутренней полости двигателя с давлением пластовой жидкости в скважине; предотвращения утечек масла при передачи крутящего момента от вала электродвигателя к насосу. Для подачи переменного тока к погружному электродвигателю служит кабельная линия, состоящая из основного питающего кабеля (круглого или плоского) и плоского кабеля-удлинителя с муфтой кабельного ввода. Соединение основного кабеля с кабелем-удлинителем обеспечивается 18 неразъёмной соединительной сросткой. Кабель-удлинитель, проходящий вдоль насоса, имеет уменьшенные наружные размеры по сравнению с основным кабелем. Из наземного электрооборудования установки наиболее важными элементами являются трансформатор и станция управления. Трансформаторы трехфазные силовые масляные серии ТПМН, ТМПНГ служат для повышения напряжения до величины рабочего напряжения ПЭД с учётом потерь в кабеле. Станция управления предназначена для пуска и остановки насоса, а также для защиты от аварийных режимов. Например, в случае резкого возрастания силы тока (это наблюдается, в частности, при заклинивании вала погружного насосного агрегата) защита по перегрузке отключает установку. При существенном падении силы тока (например, вследствие срыва подачи насоса из-за вредного влияния свободного газа) станция управления, имеющая защиту по недогрузке, также отключает УЭЦН. В станциях управления предусмотрены ручной и автоматический режим работы. Термоманометрическая система типа ТМС предназначена для контроля ряда технологических параметров скважин, оборудованных установками погружных центробежных электронасосов типа УЭЦН, и защиты погружных агрегатов от аномальных режимов работы при перегреве ПЭД или снижении давления жидкости на приеме насоса ниже допустимого. Система ТМС состоит из скважинного преобразователя, трансформирующего давление и температуру в частотно-манипулированный электрический сигнал, и наземного прибора, выполняющего функции блока питания, усилителя – формирователя сигналов и устройства управления режимом работы погружным насосом по давлению и температуре [1]. 1.3 Факторы, влияющие на эксплуатацию УЭЦН 19 На сегодняшний день УЭЦН являются самым распространенным нефтедобывающим оборудованием, ими добывается около 80% всей нефти в России. Они являются более выгодными чем штанговые насосные установки, по величине энергозатрат на тонну добываемой продукции при максимальных подачах. При работе УЭЦН в скважинах с осложненными условиями добычи большой проблемой является изменение технико – экономических показателей установки в худшую сторону. Существует множество факторов, препятствующих более рациональной эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН. Факторы, влияющие на работу УЭЦН, можно разделить на две группы [2]: геологические факторы, обязанные своим происхождением условиям формирования нефтяной залежи: (отложения солей и АСПО; вода; свободный газ; наличие механических примесей в скважинной продукции); факторы, обусловленные конструкцией скважин и погружных насосных установок: (диаметр эксплуатационных колонн, кривизна скважин, исполнение узлов и деталей погружного оборудования). При воздействии этих осложнений, порознь или совместно, резко снижается эффективность работы погружных насосных установок. В зависимости от расположения месторождения осложняющие факторы, которые влияют на работу УЭЦН могут значительно отличаться. В зависимости от того, какое воздействие они производят на технико- экономические параметры эксплуатации скважин, каждая группа в свою очередь делится на факторы с положительным и с отрицательным действием. Прежде чем рассматривать методы по борьбе с осложнениями, следует разобраться в сущности процессов, приводящих к снижению эффективности работы скважин, эксплуатируемых УЭЦН. Вследствие того, что безводный период эксплуатации скважин занимает малую часть от общего периода, влияние воды на работу УЭЦН начинается практически с начала работы скважины. Появление в нефти пластовой воды приводит к целому ряду осложнений при эксплуатации УЭЦН. 20 По причине содержания в своем химическом составе асфальтенов и смол – природных эмульгаторов, нефть склонна к образованию эмульсий. Этому процессу также способствуют глина и песок, содержащиеся в откачиваемой продукции. При прохождении пластовой жидкости через рабочие агрегаты УЭЦН происходит формирование эмульсии, вязкость которой может превышать вязкость чистой нефти в десятки раз. Это происходит по причине того, что ЭЦН является хорошим диспергатором, а вязкость и устойчивость эмульсии зависит от дисперсности водонефтяной смеси. Максимов В.П. и Мищенко И.Т. в своих работах [3,4] отмечают, что максимальные значения вязкости характерны для эмульсий с обводненностью 40-60 %. Увеличение вязкости перекачиваемой ЭЦН жидкости негативно сказывается на его рабочих характеристиках. В качестве критерия для оценки изменения параметров работы насоса в работе Л.С. Каплана [5], были предложены коэффициент подачи насоса и межремонтный период работы. При работе насоса в интервале обводненности 40-60 % коэффициент относительной подачи насоса в среднем уменьшился примерно в 1,6 раза, а продолжительность безотказной работы насоса сократилась в 1,5 раза. Кроме этого, было установлено, что влияние высоковязкой эмульсии на насосы с большей подачей выражено меньше. Высокоминерализованные пластовые воды являются одним из серьезных осложнений при эксплуатации УЭЦН. Их появление в откачиваемой жидкости приводит к таким серьезным нарушениям в работе насоса, как отложение солей в его рабочих органах и высокой коррозии оборудования. При добыче нефти её неизменным спутником является природный газ. Попадая в рабочие органы насоса, он приводит к образованию полостей и пустот (газовых каверн), размеры которых соизмеримы с размерами канала ступени. Энергообмен между рабочим колесом насоса и жидкостью ухудшается, приводя к перегреву оборудования и возникновению риска срыва подачи. Несмотря на вредное влияние газа при добыче маловязкой нефти, его появление в водонефтяных эмульсиях, обладающих повышенной вязкостью, и 21 нефтях с неньютоновскими свойствами, приводит к увеличению показателей работы насоса. Это обусловлено тем, что в жидкости происходит разрушение структурных связей при выделении газа, приводящее к повышению её текучести. В добываемой скважинной продукции содержатся различные механические примеси. Частицы солей, продукты разрушения горной породы и приносимые с дневной поверхности при различных ремонтах скважин механические примеси попадают в погружной центробежный насос, приводя к изнашиванию его рабочих органов, вследствие абразивного эффекта. Для предупреждения осложнений, связанных с содержанием механических примесей в продукции скважины, ведется контроль за их содержанием в добываемой продукции. По регламенту их количество в добываемой жидкости не должно превышать 0,1-0,5 г/л. Другой группой факторов, оказывающих влияние на работу УЭЦН являются осложнения, связанные с конструкцией скважины и компоновкой насосного агрегата. Рассмотрим некоторые из них. С увеличением глубины погружения насоса, температура откачиваемой им жидкости растет, что приводит к уменьшению долговечности материала кабеля и обмоточного провода ПЭД. Это может приводить к таким последствиям, как пробои в изоляции и выход из строя ПЭД. При кустовом бурении также возникает множество осложнений при спуске и эксплуатации УЭЦН. Было определено, что в интервалах набора кривизны, составляющих 2 градуса и более на 10 м ствола возрастает количество отказов оборудования, чаще происходит падение установок на забой скважины. Это происходит из-за воздействия на силовой кабель и корпуса узлов УЭЦН изгибающих и сминающих сил. Ситуация усугубляется тем, что осложнения редко когда встречаются по отдельности. Скважины, эксплуатируемые с помощью УЭЦН, часто имеют множество осложнений, которые в совокупности ухудшают её показатели и снижают эффективность работы насосного агрегата. 22 2 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ СВОБОДНОГО ГАЗА НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН 2.1 Влияние свободного газа на УЭЦН В связи с массовым переходом на напорную систему сбора нефти, произошел рост давлений на устье скважин, что в свою очередь привело к увеличению затрубного давления газа. Увеличение давление газа на устье скважины, как правило, происходит из-за удаленного расположения автоматической групповой замерной установки (высокое давление в выкидной линии), неровностей рельефа, а также высокой вязкости добываемой продукции и т.д. При росте количества газа в затрубном пространстве (между колонной НКТ и осадной колонной) происходит увеличение температуры корпуса насоса, образование газогидратов, снижение полезного объема жидкости в ступенях насоса, блокирование потока жидкости и снижение динамического уровня в скважине. При достижении динамическим уровнем своего критического значения по причине превышения допустимого входного газосодержания на приёме насоса происходит срыв подачи и остановка добычи нефти. Газогидраты могут образовываться в затрубном пространстве скважин по следующим причинам: остановка скважины, вследствие которой происходит охлаждение жидкости; присутствие влаги в скважинной жидкости; наличие свободной газовой фазы на участках скважин, которые расположены выше зоны, соответствующей давлению насыщения нефти газом. По статистике отложения гидратов в скважинах, наиболее часто они откладываются в верхней части насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве над динамическим уровнем. Газогидраты перекрывают 23 пространство между НКТ и обсадной колонной, приводя к снижению дебита жидкости или полному прекращению подачи. Из-за снижения динамического уровня в скважине возникает необходимость в большем заглублении насоса, что влечет за собой дополнительные расходы на НКТ, кабель, а также увеличивает нагрузку на колонну НКТ. Газ, накапливающийся в затрубном пространстве скважин, приводит к появлению целого ряда осложнений (рис. 2.1): снижению притока жидкости из скважины, уменьшению подачи насоса, а при сильном снижении динамического уровня – её срыву, гидратообразованию, повышенному износу узлов УЭЦН вследствие влияния коррозии, неблагоприятному влиянию на атмосферу при «разрядке скважины» и др. В связи с большим негативным влиянием газа на эффективность эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН необходимо проведение комплексных исследований (в промысловых условиях) и усовершенствование существующих технологий и оборудования, направленных на снижение его отрицательного воздействия [7]. Рисунок 2.1 – Осложнения, возникающие при работе насосного оборудования в скважинах с высоким газовым фактором 24 |