нгпо курсовая. Сут и высотой подъема жидкости 5002000 м. В области больших подач свыше 80 м
 Скачать 1.59 Mb.
|
 = 300 МПа - предел прочности;Направляющий аппарат - чугун (серый);  = 180 МПа - предел прочности при растяжении специального легированного чугуна;Нн = 1500 м - напор в режиме закрытой задвижки;  = 1100 кг/м3 - плотность добываемой жидкости;КПБП 3×16 - кабель, массой 1,17 кг/м Из таблицы 1 и описания определяем, что диаметр корпуса насоса группы 6 равен 114 мм; масса его - 355 кг; длина - 6,6 м; имеет 212 ступеней; внутренний диаметр равен 100 мм. Таблица 1 - Характеристика погружных центробежных насосов
Из характеристики электродвигателей (таблицау 2) ПЭД65-117 имеет длину 7,5 м и массу 525 кг. Ему соответствует гидрозащита П114Д массой 59 кг и длиной 2,3 м. Таблица 2 - Характеристика погружных электродвигателей
1) Определяем площадь поперечного сечения корпуса в месте проточки, учитывая, что высота резьбы в месте внутренней проточки равна 1,8 мм: Fк = 0,785∙(  - ) [4, стр. 128] (1)где Dн - наружный диаметр корпуса; d - наружный диаметр корпуса «чашки» направляющего аппарата;  - внутренний диаметр направляющего аппарата.Fк = 0,785  = 1,776∙10-3 м22) Площадь поперечного сечения «чашки» направляющего аппарата: Fна = 0,785(d2-  ), [4, стр. 128] (2)Fна = 0,785  2-0,0942) = 0,91∙10-3 м23) Осевое усилие от действия столба жидкости, создаваемого насосом в режиме закрытой задвижки Pн =   g [4, стр. 128] (3)где  - диаметр проточки у выхода резьбы; Нн - напор, создаваемый насосом в режиме закрытой задвижки; - плотность добываемой жидкости.Pн = 0,785∙  150015 Н4) Усилие предварительной затяжки ступеней: Pп.з =  [4, стр. 128] (4)где Ек, Ена - модули упругости материалов корпуса насоса и направляющего аппарата соответственно аппарата; для корпуса насоса (ст. 35) Ек = 2,04∙105 МПа; для направляющего аппарата Ена = 1,45∙105 МПа. Pп.з =  150015 = 54635 Н5) Вес оборудования сложится из веса насоса, электродвигателя, гидрозащиты и кабеля на длине насоса и протектора: G = (335+525+59+1,17∙8,9)∙9,81 = 9123 Н 6) Осевое напряжение от суммарного действия трех сил в сечении проточки σz =  =  [4, стр. 128] (5)σz =  = 126,5 МПа7) Тангенциальное напряжение в теле корпуса, находящегося под давлением,  =  , [4, стр. 128] (6)где толщина стенки в ослабленном сечении S = 5,25∙10-3 м =  = 175,7 МПа8) Эквивалентное напряжение в ослабленном сечении корпуса, находящегося под внутренним давлением жидкости, вычисляется по теории наибольшей потенциальной энергии формоизменения:  =  [4, стр. 129] (7) =  = 157 МПа9) Далее следует проверить правильность выбора внутреннего диаметра направляющего аппарата из условия: =  ≤  [4, стр. 129] (8)где σ - напряжения сжатия в станке «чашки» направляющего аппарата от усилия предварительной затяжки ступеней; [ ] - допускаемое напряжение сжатия[ ] =  [4, стр. 129] (9) = 180 МПа - предел прочности при растяжении специального легированного чугуна; n - коэффициент запаса, n = 1,5 [  =  = 72,05 МПа ˂ 480 МПаВ результате расчета для заданных условий рассчитала на прочность корпус ЭЦН6-100-1500 при напоре в режиме закрытой задвижки 1650 м. 2 Раздел монтажа и ремонта нефтегазопромыслового оборудования 2.1 Монтаж оборудования 2.1.1 Монтаж установки электроцентробежного насоса Для транспортирования оборудования УЭЦН применяются специальный агрегат АТЭ-6, обеспечивающий механизированные погрузку и разгрузку всех узлов установки. Прежде чем монтировать установку погружного электронасоса, необходимо тщательно подготовить скважину для ее эксплуатации. Для этого в первую очередь ее промывают, т. е. очищают забой от песчаной пробки и возможных посторонних предметов. Перед спуском погружного агрегата проверяют обсадную колонну от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 100-150 м, специальным шаблоном, диаметр которого несколько превышает максимальный диаметр погружного агрегата Перед спуском агрегата в скважину для облегчения его сборки и сохранения целостности кабеля тщательно центрируют вышку или мачту относительно устья скважины. Перед монтажом установки проводят линию электропередачи напряжением 380 В от силового трансформатора до скважины. Перед доставкой погружного центробежного насоса на скважину тщательно осматривают и проверяют все оборудование в соответствии с инструкцией по эксплуатации. В насосе - свободное вращение вала от руки при помощи шлицевого ключа: при крутящем моменте не более 6 Н м вал насоса должен вращаться без заедания. В электродвигателе - сопротивление изоляции обмотки статора при температуре 20±5°С мегомметром на 500 или 1000 В сопротивление должно превышать 100 Мом. В кабеле сопротивление изоляции между жилами и между каждой из жил и броней при температуре 20°С должно превышать 100 МОм/км. Герметичность кабельной муфты проверяют опрессовкой трансформаторным маслом при температуре 90 - 10 °С и давлении 1,0 МПа в течение 30 мни. Утечка масла не допускается. Во всех элементах погружной установки должно быть проверено наличие шлицевой муфты, которая свободно заходит на вал при любом взаимном расположении шлицев; присоединительные размеры должны соответствовать чертежам или инструкциям. По окончании подготовительных работ все секции насоса, гидрозащиту, двигатель и муфту кабельного ввода закрывают защитными крышками с уплотнительными кольцами. Станцию управления испытывают на холостом ходу с проверкой электрического соединения аппаратов и их работоспособности. Сопротивление изоляции обмоток трансформатора и автотрансформатора, а также изоляции между обмотками трансформатора должно быть не менее 10 МОм. Для спуско-подъемных работ применяется механизированный кабельный барабан. Он устанавливается не ближе 15-17 м от устья скважины в поле зрения машиниста. Ось барабана должна быть перпендикулярна линии, соединяющей центры барабана и устья скважины. Кабель, идущий в скважину, должен спускаться с верхней части барабана. Погружное оборудование монтируют на устье скважины непосредственно перед его спуском. Необходимо тщательно собирать агрегат при соблюдении максимальной чистоты. Места установки обратных клапанов, пробок, кабельной воронки и упаковочных крышек должны быть полностью очищены от грязи и пыли и насухо вытерты. При атмосферных осадках проводить монтаж агрегата категорически запрещается вследствие проникновения грязи и влаги в агрегат. Агрегаты с гидрозашитой монтируют в такой последовательности. Хомут-элеватор закрепляют на головке электродвигателя» после чего последний опускают в скважину до посадки хомута на колонный фланец обсадной колонны. При помощи хомута, закрепленного на корпусе протектора под его головкой, поднимают протектор над скважиной. Постепенно опуская протектор, соединяют его вал с валом двигателя шлицевой муфтой. Закрепляют хомут на головке компенсатора и опускают его в скважину до посадки хомута на колонный фланец. Закрепляют хомут на головке электродвигателя и поднимают двигатель над устьем скважины. Сняв транспортировочные крышки, сочленяют двигатель с компенсатором. Вывернув пробку перепускного клапана электродвигателя, открывают перепускной клапан на два-три оборота и завертывают пробку. Приподнимают электродвигатель с компенсатором, снимают хомут с компенсатора и опускают электродвигатель в скважину. Размещение наземного оборудования до подачи хомута на колонный фланец. Снимают крышку кабельного ввода, замеряют сопротивление изоляции электродвигателя, которое должно быть ≥ 100 МОм. Поднимают электродвигатель над устьем скважины и через обратный клапан основания электродвигателя закачивают масло до появления его через отверстие токоввода. Закрывают клапан пробкой и опускают электродвигатель в скважину до посадки хомута на колонный фланец. Сняв с электродвигателя пробку клапана, на ее место вворачивают штуцер маслонасоса и при непрерывном прокачивании масла сочленяют муфту кабеля с колодкой токоввода электродвигателя. Через опрессовочную крышку с отверстием закачивают в электродвигатель масло до полного удаления воздуха. После опрессовки кабельного ввода и фланцевого соединения электродвигателя с компенсатором на давление 0,5 - 1,0 МПа устанавливают на двигатель протектор, проверив при этом наличие шлицевой муфты и свободное вращение вала электродвигателя с протектором. После прокачки масла в протектор снимают хомут с электродвигателя и опускают его в скважину до посадки хомута протектора на колонный фланец. Закрепив плоский кабель на корпусе протектора, приподнимают собранную часть установки из скважины, проверяют вращение вала, сопротивление изоляции между жилами и броней кабеля, вращение двигателя по часовой стрелке, поднимают нижнюю секцию насоса при помощи хомута, проверяют наличие шлицевой муфты и свободное вращение вала и сочленяют насос с протектором. Устанавливают защитные кожухи плоского кабеля строго по одной линии. Далее устанавливают среднюю и верхнюю секции насоса и продолжают устанавливать защитные щитки плоского кабеля. После спуска первой насосно-компрсссорной трубы на колонный фланец устанавливают пьедестал с открытым затвором для защиты кабеля от механических повреждений. Кабель крепят к трубам стальными поясами на расстоянии 200-250 мм от верхнего и нижнего торцов муфты. После спуска двух-трех труб устанавливают обратный клапан. Скорость спуска агрегата не должна превышать 0,25 м/с. В процессе его спуска необходимо периодически замерять сопротивление изоляции двигателя с кабелем и следить за ее изменениями. При резком снижении сопротивления изоляции спуск агрегата необходимо прекратить. Минимальное допустимое сопротивление изоляции всей установки после спуска агрегата в скважину - 10 МОм. Погружной агрегат монтируют при тщательной очистке всех элементов, проверке вращения валов и свободной посадке шлицевых муфт, при закачке масла в двигатель и его опрессовке. Все эти работы выполняют согласно инструкции по монтажу. Монтаж заканчивают установкой оборудования устья скважины, которое обеспечивает подключение трубопровода для отбора газа из межтрубного пространства; установкой на выкидном трубопроводе манометра, задвижки и крана для отбора проб жидкости, уплотнением кабеля в проходном отверстии устьевой головки; замером динамического уровня. 2.2 Ремонт оборудования 2.2.1 Ремонт установки электроцентробежного насоса Ремонт установок электроцентробежных насосов производят на специальных заводах и в специальных сервисных предприятиях, входящих в состав нефтяных компаний или в состав фирм-производителей УЭЦН. Конструкция погружного агрегата позволяет ремонтировать его по узлам, т. е. отдельно электродвигатель, насос и гидрозащиту. Ремонтные мастерские с учетом технологии ремонта погружного агрегата и кабеля должны иметь следующие цехи: по ремонту насоса с участками разборки, мойки, дефектовки деталей, сборки и испытания; по ремонту гидрозащиты с участками разборки, мойки, сборки, заправки маслом и испытания; по ремонту электродвигателей с участками разборки, сборки, обмотки, сушки и испытания электродвигателей; по ремонту кабеля; литейный с участками чугунного литья, термической обработки; изготовления пластмассовых деталей; механический и склад. Технология ремонта должна предусматривать полное восстановление первоначальных заводских параметров погружного агрегата. Технология ремонта предусматривает следующие работы. По насосу: очистку наружной поверхности от грязи, нефти, парафина и т. д.; разборку насоса на специальном стеллаже с применением механического ключа для развинчивания корпуса и лебедки с целью извлечения пакета; разборку пакета и отдельных узлов; мойку разобранных деталей; дефектовку разобранных деталей и подшипников; пополнение комплекта деталей, подшипников и узлов насоса вместо забракованных; сборку, смазку и регулировку насоса; испытание насоса в соответствии с техническими условиями; проверку крепления насоса и его герметичности; пайку и лужение швов; установку упаковочных крышек. По электродвигателю; очистку наружной поверхности электродвигателя от грязи, нефти, парафина и т. д.; разборку электродвигателя на специальном стеллаже; мойку и дефектовку деталей; разборку ротора и отдельных узлов электродвигателя; ремонт ротора; разборку статора; ремонт статора; пропиточно-сушильный процесс; сборку электродвигателя; испытание электродвигателя; пайку стыков электродвигатели. По гидрозащите: очистку наружной поверхности протектора и компенсатора от грязи, нефти, парафина и т.д.; разборку протектора и компенсатора па стенде; мойку и дефектовку деталей; сборку и испытание протектора и компенсатора; пайку стыков протектора и компенсатора. 3 Раздел подземного ремонта скважин 3.1 Классификация видов ремонта и операций, проводимых в скважинах Текущий ремонт скважин - комплекс работ по проверке, частичной или полной замене подземного оборудования, очистке его, стенок скважин и забоев от различных отложений (песка, парафина, солей, продуктов коррозии), а также по осуществлению в скважинах геолого-технических и других мероприятий по восстановлению и повышению их добывающих возможностей. Цель текущего ремонта - устранение различных неполадок и нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, а также проведение работ по подготовке к опробованию и освоению новых скважин различного назначения (разведочных, эксплуатационных, нагнетательных и др.), полученных после бурения и капитального ремонта. Все работы по текущему ремонту скважин независимо от способа добычи нефти связаны со спуском и подъемом подземного оборудования (труб, штанг, насосов, их узлов и т. д.), а также инструментов и приспособлений. Поэтому к основным при текущих ремонтах скважин относятся работы по спускоподъемным операциям, монтажу и разборке устьевого оборудования. Обычно за счет своевременного и качественного текущего ремонта удается восстановить нормальную работу добывающих я нагнетательных скважин. Все текущие ремонты скважин подразделяют на планово-предупредительные (профилактические) и восстановительные. Планово-предупредительный - текущий ремонт скважин, запланированный заблаговременно, предусмотренный соответствующими графиками. В результате профилактического ремонта предупреждаются различные отклонения от установленного технологического режима эксплуатации скважин - снижение их дебитов и полное, прекращение подачи жидкости, вызываемые отложением парафина, солей, пескопроявлением, износом и другими неполадками в работе подземного оборудования и самой скважины. Восстановительный - текущий ремонт скважин, вызванный непредвиденным резким ухудшением установленного технологического режима их работы или внезапной их остановкой по различным причинам (пробкообразование, забивание труб парафином, солями, обрыв штанг, труб, пропуск клапана при газлифтной добыче и др.). Таблица 3 - Виды текущего ремонта скважин
Капитальный ремонт скважин - комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, а также со спуском и подъемом оборудования для раздельной эксплуатации и закачки; пакеров-отсекателей, клапанов-отсекателей, газлифтного оборудования. В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты скважин подразделяются на две категории сложности: 1) ремонты при глубине скважины до 1500 м; 2) ремонты в скважинах глубиной более 1500 м. Ко второй категории также относят независимо от глубины скважины все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефтегазопроявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ и работ по закачке изотопов в пласт. Таблица 4 - Виды капитального ремонта скважин
Продолжение таблицы 4
3.1.1 Глушение скважин Технологический процесс создания противодавления на пласт, в результате которого прекращается добыча пластового флюида, называется глушением скважин. Он необходим для осуществления текущего и капитального ремонта. Перед началом ремонтных работ подлежат глушению: - скважины с пластовым давлением выше гидростатического. - скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых согласно расчетам сохраняются условия фонтанирования или нефтегазопроявления. Требования, предъявляемые к жидкостям для глушения скважин. Жидкость должна быть: - совместима с пластовыми флюидами - технологична в приготовлении и использовании. - химически инертна к горным породам, составляющим коллектор - термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях. - негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной Жидкость глушения должна: - исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами. -обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды. - способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз "жидкость глушения - пластовый флюид". Подготовительные работы. 1) Проверяют наличие циркуляции в скважине и принимают решение о категории ремонта. 2) Определяют величину текущего пластового давления. 3) Рассчитывают требуемую плотность жидкости глушения и определяют необходимое ее количество. 4) Готовят требуемый объем жидкости соответствующей плотности с учетом аварийного запаса, объем которого определяют исходя из геолого-технических условий (но не менее одного объема скважины). 5) Останавливают скважину, производят ее разрядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании. 6) Расставляют агрегаты и автоцистерны, производят обвязку оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии давления, превышающего ожидаемое в 1,5 раза. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном. Проведение процесса глушения. Заменяют скважинную жидкость на жидкость глушения. Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляют при ее прокачивании на поглощение. Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят закачиванием жидкости глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков для обеспечения необходимого противодавления на пласт. По истечении 1-2 ч при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушенной. Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, при необходимости производят в два и более приемов после остановки скважинного насоса и сбивания циркуляционного клапана. Жидкость глушения закачивают через НКТ и межтрубное пространство до появления ее на поверхности. Закрывают задвижку и закачивают в пласт расчетный объем жидкости, равный объему эксплуатационной колонны от уровня подвески насоса до забоя. 3.2 Технология проведения подземного ремонта скважин 3.2.1 Виброобработка Вибрационная обработка - воздействие на ПЗП пульсирующими давлением и скоростью движения жидкости в затрубном пространстве. Благодаря наличию жидкости в порах породы обрабатываемого пласта по нему распространяются не только создаваемые искусственно колебания, но и возникают отраженные волны. Путем подбора частоты колебания давления можно добиться резонанса (синхронности, равенства) распространения обеих волн, в результате чего возникнут нарушения в пористой среде из-за ее неоднородности, т.е. увеличится проводимость пласта. В ПЗС, находящейся наиболее близко к источнику создаваемых колебаний, будут происходить наибольшие нарушения. Вибровоздействие способствует также снижению вязкости и поверхностного натяжения нефти на границе с водой, разрушению структуры смолистых и парафинистых составляющих нефти. В соответствии с приведенным механизмом действия колебательных процессов в пласте вибровоздействие на ПЗП применяется для увеличения притока нефти в добывающих скважинах, приемистости нагнетательных скважин, повышения эффективности ГРП и солянокислотных обработок. Вибровоздействие наиболее целесообразно проводить в скважинах: - с проницаемостью призабойной зоны ниже средней проницаемости пласта или более удаленных от скважины зон пласта; - с ухудшенными коллекторскими свойствами призабойной зоны в процессе бурения или ремонтных работ (в результате проникновения в пласт бурового и цементного растворов, утяжелителей, воды и т. д.); - эксплуатирующих пласты, сложенные низкопроницаемыми породами, содержащими глинистые минералы; - с низкой проницаемостью пород, но с высоким пластовым давлением. Не рекомендуют проводить вибровоздействие в скважинах: - технически неисправных; - расположенных близко от ВНК; - сильно поглощающих жидкость и имеющих низкие пластовые давления. - в скважинах с высоким пластовым давлением и низкой проницаемостью До начала работ проводят следующее: а) определяют глубину спуска вибратора и диаметр НКТ; б) рассчитывают объем рабочей и продавочной жидкостей (нефти и воды) и ожидаемых давлений; в) определяют потребное число агрегатов, их типы, разрабатывают схему их расстановки (применительно к условиям конкретной скважины); г) намечают последовательность операций и темпы закачки рабочей и продавочной жидкостей. В качестве рабочей жидкости при вибровоздействии в нефтяных скважинах используются нефть, соляная кислота, керосин и их смеси; в водонагнетательных скважинах - вода, соляная кислота и другие жидкости на водной основе Вибровоздействие на ПЗП производят в основном гидравлическими вибраторами. Существуют вибраторы золотникового типа и гидроударники. Гидравлический вибратор золотникового типа (ГВЗ) создает колебания давления вследствие периодического перекрытия золотником потока рабочей жидкости. В корпусе жестко закрепляется ствол в виде стакана с щелевидными прорезями на его образующей. Внизу цилиндра имеется отверстие. На стволе вращается золотник (подвижный элемент, направляющий поток жидкости или газа в нужный канал через отверстия) также с щелевыми прорезями вдоль образующей. Прорези в стволе и золотнике выполнены под некоторым углом к их образующим. Однако направления прирезей в стволе и золотнике противоположные. Таким образом, создается как бы турбинное устройство, у которого направляющим аппаратом является ствол, а рабочим колесом - золотник. В стволе также имеются пусковые отверстия для запуска золотника при перекрытии щелей в стволе. Закачиваемая рабочая жидкость проходит через щели в стволе и попадает в щели в золотнике. В этот момент, из-за расположения отверстий под углом друг к другу, золотник начинает вращаться под действием струи жидкости. Во время своего вращения золотник периодически перекрывает щели в стволе, что приводит к созданию гидравлических импульсов (ударов). Частота гидравлических ударов зависит от числа щелей в золотнике и его оборотов. ГВЗ могут создавать колебательные движения с частотой до 30000 Г | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||