Совершенствование эксплуатации скважин установками электроцентробежного насоса в осложненных условиях на примере месторождений Западной Сибири
 Скачать 2.15 Mb.
|
|
Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» Школа Инженерная школа природных ресурсов Направление подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело Отделение школы нефтегазового дела БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА Тема работы Совершенствование эксплуатации скважин установками электроцентробежного насоса в осложненных условиях на примере месторождений Западной Сибири УДК 622.279.054.23-048.82(571.1) Студент Группа ФИО Подпись Дата 2Б4П Борисевич Юрий Андреевич Руководитель Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата Старший преподаватель Карпова Евгения Геннадьевна КОНСУЛЬТАНТЫ: По разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение» Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата Доцент Глызина Татьяна Святославовна к.х.н. По разделу «Социальная ответственность» Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата Доцент Вторушина Анна Николаевна к.х.н. ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ: Ответственный за реализацию ООП ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата Старший преподователь Максимова Юлия Александровна 2 Томск – 2018 г. Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» Школа Инженерная школа природных ресурсов Направление подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело Отделение школы нефтегазового дела УТВЕРЖДАЮ: Руководитель ООП _____ ___________________ (Подпись) (Дата) (Ф.И.О.) ЗАДАНИЕ на выполнение выпускной квалификационной работы В форме: Бакалаврской работы Студенту: Группа ФИО 2Б4П Борисевичу Юрию Андреевичу Тема работы: Совершенствование эксплуатации скважин установками электроцентробежного насоса в осложненных условиях на примере месторождений Западной Сибири Утверждена приказом директора (дата, номер) 1751/с от 14.03.2018 Срок сдачи студентом выполненной работы: ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ: Исходные данные к работе Технологический регламент УПТНГиВ КНГКМ и ПНМ. Технологические режимы эксплуатации фонда скважин, материалы периодической печати по направлению «Нефтегазовое дело» и методической литературы Перечень подлежащих исследованию, проектированию и разработке вопросов Общие сведения об УЭЦН, классификация нарушений в режимах работы, анализ мероприятий по совершенствованию эксплуатации скважин с УЭЦН в осложненных условиях, оценка эффективности методов борьбы с осложнениями 3 Консультанты по разделам выпускной квалификационной работы Раздел Консультант «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение» Доцент, к.х.н. Глызина Татьяна Святославовна «Социальная ответственность» Доцент, к.х.н. Вторушина Анна Николаевна Названия разделов, которые должны быть написаны на русском и иностранном языках: Общие сведения об установках электрических центробежных насосов Классификация нарушений в режимах работы установок электрических центробежных насосов Анализ мероприятий по совершенствованию эксплуатации скважин с установками электрических центробежных насосов Оценка эффективности методов борьбы с осложненными условиями Социальная ответственность Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение Дата выдачи задания на выполнение выпускной квалификационной работы по линейному графику Задание выдал руководитель: Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата Старший преподаватель Карпова Евгения Геннадьевна Задание принял к исполнению студент: Группа ФИО Подпись Дата 2Б4П Борисевич Юрий Андреевич 4 Реферат Выпускная квалификационная работа содержит 119 страниц, 23 рисунка и 9 таблиц. Ключевые слова: ОСЛОЖНЕННЫЕ УСЛОВИЯ, ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫЙ НАСОС, СКВАЖИНА, АНАЛИЗ, МЕТОДЫ БОРЬБЫ. Обьектом исследования являются месторождения Западной Сибири Цель работы – провести анализ методов повышения эффективности эксплуатации скважин с УЭЦН и изучение перспективных методов. Задачи: рассмотреть работу УЭЦН в осложненных условиях, провести анализ их эффективности и предложить новые решения. В процессе работы проведен сбор, обобщение и переработка информации по всем видам осложненных условий. Выполнен анализ применяемых мероприятий, направленных на повышение эффективности эксплуатации скважин. Так же проведен анализ эффективности этих мероприятий и предложены новые технологии, способные повысить ихэффективность. Для выполнения выпускной работы использовались: текстовый редактор Microsoft Word, таблицы и графики выполнялись в Microsoft Exel. 5 Обозначения, определения и сокращения УЭЦН – установка электрического центробежного насоса; ЭЦН – электрический центробежный насос; АСПО – асфальтосмолопарафиновые отложения; ПЭД – погружные асинхронные двигатели; НКТ – асосно-компрессорные трубы; ПЗП – призабойная зона пласта; ГНО – глубинно-насосное оборудование; ГРП – гидроразрыв пласта; ММП – многолетнемерзлые породы; ГЖС – газожидкостная смесь; КВЧ – количество взвешенных частиц; ТРС – текущий ремонт скважин; КРС – капитальный ремонт скважин; СПО – спуско-подъемные операции; ПАВ – оверхностно-активные вещества; ТЭН – теплоэлектронагреватель; АДПМ – агрегат для депарафинизации; ППУ – передвижная парогенераторная установка; ЗСП – защита срыва подачи; ЗП – защита перегруза; 6 Содержание : Введение........................................................................................................... 8 1 Общие сведения об установках электрических центробежных насосов 9 1.1 Строение установок электрических центробежных насосов ............................... 9 1.2 Факторы, влияющие на работу установок электрических центробежных насосов ........................................................................................................................................ 12 2 Классификация нарушений в режимах работы установок электрических центробежных насосов ................................................................................. 17 2.1 Механические примеси ..................................................................................... 18 2.2 Солеотложение ................................................................................................... 20 2.3 Асфальтосмолопарафиновые отложения и гидратообразования .................. 24 2.4 Коррозия ............................................................................................................. 29 2.5 Влияние свободного газа ................................................................................... 31 3 Анализ мероприятий по совершенствованию эксплуатации скважин с установками электрических центробежных насосов ................................ 33 3.1 Методы предотвращения или ограничения поступления механических примесей ........................................................................................................................ 33 3.1.1 Технические методы ....................................................................................... 36 3.1.2 Технологические методы ............................................................................... 48 3.2 Мероприятия по борьбе с солеотложениями ....................................................... 48 3.2.1 Химические методы ........................................................................................ 49 3.2.2 Механические методы .................................................................................... 51 3.2.3 Гидромеханические методы ........................................................................... 53 3.3 Методы по борьбе с асфальтосмолопарафиновыми отложениями и гидратами ........................................................................................................................................ 54 3.3.1 Механические методы борьбы ...................................................................... 55 3.3.2 Методы электротермического воздействия ................................................. 56 3.3.3 Методы обработки горячей нефтью .............................................................. 57 3.3.4 Методы обработки горячей водой и паром .................................................. 58 3.3.5 Методы по борьбе с гидратообразованиями ................................................ 59 3.4 Методы по борьбе с коррозией ............................................................................. 59 3.4.1 Снижение агрессивности коррозионной среды ........................................... 59 3.4.2 Ингибиторная защита ..................................................................................... 61 3.4.3 Неорганические ингибиторы ......................................................................... 63 3.4.4 Органические ингибиторы ............................................................................. 68 3.5 Методы по борьбе с влиянием свободного газа .................................................. 71 3.5.1 Использование газосепараторов .................................................................... 71 7 3.5.2 Использование диспергаторов ....................................................................... 72 3.6 Направления совершенствования эксплуатации скважин с установками электрических центробежных насосов ....................................................................... 73 3.6.1 Объединение обработки ингибитором солеобразования с гидроразрывом пласта ........................................................................................................................ 73 3.6.2 Технология SQUEEZE и использование погружных контейнеров с твердым ингибитором ............................................................................................................. 74 4 Оценка эффективности методов борьбы с осложненными условиями 78 5 Социальная ответственность .................................................................... 84 5.1 Профессиональная социальная безопасность ...................................................... 84 5.2 Анализ вредных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению (производственная санитария) ............................................................... 85 5.3 Анализ опасных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению (техника безопасности) ........................................................................... 92 5.4 Экологическая безопасность ................................................................................. 94 5.5 Безопасность в чрезвычайных ситуациях ............................................................ 96 6 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение ....................................................................................................................... 100 Заключение .................................................................................................. 101 Список использованной литературы ........................................................ 102 8 Введение Современный этап развития нефтяной промышленности Российской Федерации характеризуется осложненными условиями разработки месторождений. На нефтяных месторождениях в осложненных условиях работает в среднем 43 % эксплуатационного фонда скважин. Основными причинами преждевременных отказов глубинно-насосного оборудования являются: мехпримеси, солеотложения, асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), и коррозия погружного оборудования. На данный момент наиболее актуальна эксплуатация месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, добыча которого осложнена отложением неорганических солей, парафинов, образованием эмульсий, механическими примесями и повышенной коррозионной активностью. Отложения солей, парафинов и коррозионная активность в погружном оборудовании, встречаются во всех регионах добычи нефти и газа и значительно увеличивают отказ погружного оборудования. Использование современных методов борьбы с осложненными условиями позволяет в значительной степени добиться повышения долговечности оборудования и снизить затраты на его ремонт. Целью данной работы является – анализ и подбор современных технологий для решения определенных эксплуатационных причин, которые ведут к неисправности погружного оборудования, для обеспечения надежной работы оборудования и снижения затрат на извлечение углеводородного сырья, так как недостаток и несвоевременная подача информации и несовершенная система контроля за эксплуатацией работы УЭЦН ведет к преждевременному отказу установок 9 1 Общие сведения об установках электрических центробежных насосов 1.1 Строение установок электрических центробежных насосов Погружные центробежные насосные системы, приводимые в действие погружными электродвигателями, предназначены для подъема пластовой жидкости из нефтяных скважин: нефти, воды и газа. В электрических погружных системах используются центробежные насосы в виде ряда ступеней, которые монтируются последовательно в одном корпусе и затем жестко стыкуются с погружным электродвигателем на конце колонны насосно- компрессионных труб. Для подсоединения к средствам управления и источнику электроэнергии на поверхности используется армированный электрический кабель (рис. 1.1.). Погружные системы имеют широкий диапазон рабочих характеристик и позволяют использовать один из более универсальных способов подъема жидкости с забоя скважины. Стандартные электроприводы на поверхности обеспечивают дебиты от 16 до 4800 м 3 /сут.,а приводы с регулируемой скоростью обеспечивают дополнительную гибкость в регулировании подачи насоса. Системы допускают наличие в продукции высокого газового фактора, но поступление больших Рисунок 1.1 — Компоновка УЭЦН 10 объемов газа может привести к образованию газовых пробок и вызвать повреждение насоса. Для эксплуатации погружных насосов при температурах свыше 180°С требуется применение специальных двигателей и кабелей, способных работать в таких условиях. [10] Традиционно, погружные центробежные электронасосы применяются в обводненных малопродуктивных скважинах, которые по своему поведению напоминают водозаборные скважины. Погружные электрические насосы, КПД которых варьирует в пределах 20-70%. по-видимому, обеспечивают наиболее эффективный и экономичный способ механизированной добычи в расчете на подъём с забоя единицы объема нефти. Однако, глубина скважины и высокий газовый фактор ограничивают подачу и эффективность работы таких насосов. Другим недостатком является необходимость проводить дорогостоящие операции, связанные с использованием установки капремонта для извлечения колонны насосно-компрессорных труб из скважины, при ремонте или замене насоса. Кроме того, отдельные установки имеют ограниченную подачу, определяемую числом ступеней насоса. Для устранения этих ограничений требуются альтернативные методы установки этого оборудования в скважине и использования на поверхности приводов с регулируемой скоростью. Погружные асинхронные двигатели (ПЭД) в зависимости от мощности изготавливаются одно- и двухсекционными. В зависимости от типоразмера питание электродвигателя осуществляется напряжением от 380 В. Рабочая частота переменного тока составляет 50 Гц. При использовании регулятора частоты допускается работа двигателя при частоте тока от 40 до 60 Гц. Синхронная частота вращения вала двигателя – 3000 об/мин. Рабочее направление вращения вала, если смотреть со стороны головки – по часовой стрелке. ПЭД – трёхфазный, асинхронный с короткозамкнутым ротором, маслозаполненный и герметичный. Протектор соединен с электродвигателем при помощи шпилек и гаек. Вал электродвигателя с валом протектора соединяется через шлицевую муфту. Внутренняя полость двигателя герметична 11 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 – это специальное устройство, которое выполняет следующие функции: уравнивает давление во внутренней полости двигателя с давлением пластовой жидкости в скважине; компенсирует тепловое изменение объема масла во внутренней полости двигателя; защищает внутреннюю полость двигателя от попадания пластовой жидкости и предотвращает утечки масла при передаче вращения от 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 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. Трансформатор служит 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 12 по недогрузке, также отключает УЭЦН. В станциях управления предусмотрены ручной и автоматический режимы работы. Современные станции управления позволяют также, при наличии соответствующих датчиков, установленных в погружном электронасосном агрегате, контролировать давление и температуру на приёме ЭЦН, а также уровень вибрации. В общем виде насосная система состоит из многосекционного насоса и подключенных устройств для отделения от пластовой жидкости, направляемой на вход центробежного насоса, сверх допустимой концентрации свободного газа и механических примесей или обработки этой смеси до квазигомогенного состояния, которую центробежный насос способен перекачивать.[1] Основными отечественными изготовителями насосных систем являются (в порядке объема выпуска): ОАО «АЛНАС», г. Альметьевск; ЗАО «Новомет», г. Пермь; ООО «Борец», г. Москва; Зарубежные (американские) производители насосных систем: Schlumberger, REDA; BakerHughes, Centrilift; WoodGroupESP. |