Выбор ШСНУ для эксплуатации нефтяной скважины в заданном технологическом режиме.

 

Расчет ШСНУ при откачке газированной жидкости наиболее сложен, поэтому остановимся на нем подробнее. Будем исходить из того, что уравнение при­тока жидкости для данной скважины или индикаторная линия из­вестны, в противном случае какой-либо обоснованный инженерный расчет становится невозможным. Отбор жидкости из скважины должен быть установлен, исходя из геологических условий, плановых заданий, недопущения разгазирования жидкости в пласте, появле­ния песка и других факторов. Если установлен отбор жидкости Q, то дальнейший расчет ведется сле­дующим образом.

Рисунок 4 – Проектирование глубины подвески штангового насоса с помощью кривых распределения давления

1 По уравнению притока или по индикаторной линии определя­ется забойное давление, соответ­ствующее отбору жидкости Q.

2 Из точки, соответствующей принятому забойному давлению рс рассчитывается по шагам и стро­ится линия распределения давле­ния р(х) (рис. 4, кривая 1) «снизу вверх» для условия движения по обсадной колонне жидкости с расходом Q при пластовом газовом факторе Г0.

3 Если забойное давление больше давления насыщения, то до точки рнас проводится прямая линия под углом, соответствующим градиенту давления негазированной жидкости плотностью, соответствующей термодинамическим условиям забоя. Выше точки рнас линия распределения давления р(х) строится по формулам, описывающим процесс движения ГЖС.

4 В процессе построения кривой распределения давления по шагам определяется расходное газосодержание β на каждом ин­тервале (шаге). По этим данным строится от забоя, или, если рс>рнас от глубины, где р = рнас, кривая распределения расход­ного газосодержания р(х) (рис. 4, кривая 2) и одновременно кривая распределения приведенного газового фактора R(х) (рис. 4, кривая 3), т. е. зависимость газового фактора, при­веденного к данным термодинамическим условиям, от глубины.

5 На горизонтальной линии давлений, проведенной от устья скважины (см. рис. 4), откладывается устьевое давление ру, при котором продукция скважины будет поступать в нефтесборную сеть.

6 От устьевого давления ру строится новая кривая распре­деления давления р(х) по методу «сверху вниз» для расхода жидкости, соответствующего дебиту скважины при выбранном диаметре НКТ, и для газового фактора с учетом сепарации на приеме насоса (рис. 4, кривая 4).

7 Если насос спустить на глубину Lн то пересечение гори­зонтали с кривой 1 (точка а) определит давление на приеме на­соса рпр; пересечение с кривой 2 (точка с) – расходное газосодержание на приеме насоса βпр; с кривой 3 (точка d) – газовый фактор Rпр, приведенный к условиям приема насоса; с линией 4 – давление нагнетания рн или давление на выкиде на­коса (точка е).

8 Зная R(х) можно определить коэф­фициент наполнения насоса η1 и построить дополнительный гра­фик зависимости этого коэффициента η1 от глубины х (рис. 4, кривая 5). Она существенно облегчает выбор глубины под­вески насоса Lн. В таком случае пересечение горизонтали с ли­нией 5 дает значение коэффициента наполнения насоса при его спуске на глубину Lн (точка b).

9 Предварительно задаваясь наиболее вероятными значе­ниями остальных коэффициентов, влияющих на подачу насоса, такими как коэффициенты потери хода η2, утечек η3 и коэф­фициент усадки η4, или делая их предварительные оценки для наиболее вероятных параметров откачки, определяем коэффи­циент подачи

η = η1· η2· η3· η4

10 Оценив коэффициент подачи и зная дебит скважины, оп­ределяем возможные размеры насоса (площадь сечения плун­жера) и параметры откачки S и n.

11 Критерием правильности выбора штангового насоса и параметров откачки S и n являются обеспечение отбора задан­ного количества жидкости и получение наименьших нагрузок на головку балансира. Однако вследствие износа деталей насоса и увеличения утечек необходимо расчетную подачу насоса не­сколько завышать: при частых подземных ремонтных на 10-15 %, при редких ремонтах на 5-10 %.

12 После установления размеров насоса, параметров от­качки и глубины подвески насоса можно приступить к расчету одноступенчатой или многоступенчатой колонны штанг, исполь­зуя известную номограмму Я. А. Грузинова или аналитические методы расчета.

13 Типоразмер СК выбирается по максимальным нагрузке на головку балансира и крутящему моменту на валу редуктора, которые не должны превышать рекомендованные для данного СК и указанные в паспортной характеристике.

14 Ориентировочно СK, насос и параметры откачки могут быть выбраны с помощью таблиц, в которых приводятся раз­меры насосов, глубины их спуска, размеры штанг и подачи на­соса при тех или иных S и n.

Кроме того, для той же цели составлена диаграмма (А.Н. Адонин), позволяющая по заданному дебиту и глубине спуска насоса определить диаметр цилиндра насоса и тип СК.

Все СК делятся на две группы – так называемые базовые модели и модифицированные, отличающиеся от базовых удли­ненным передним плечом балансира.


 

Техника и технология эксплуатации нефтяных скважин установками центробежных электронасосов (УЭЦН) (оборудование, режим эксплуатации скважины, исследование скважины, осложнения эксплуатации).

 

Установки электрических погружных центробежных насосов от­носятся к классу бесштанговых установок и играют в нефтедобыва­ющей промышленности России определяющую роль по объему до­бываемой нефти. Они предназначены для эксплуатации добываю­щих скважин различной глубины с различными свойствами добываемой продукции: безводная маловязкая и средней вязкости нефть; обводненная нефть; смесь нефти, воды и газа. Естественно, что и эффективность эксплуатации скважин УЭЦН может суще­ственно различаться, т.к. свойства откачиваемой продукции влия­ют на выходные параметры установки.

Кроме того, УЭЦН имеют неоспоримые преимущества перед штанговыми установками не только за счет переноса приводного электродвигателя на забой и ликвидации колонны штанг, что су­щественно повышает КПД системы, но и за счет значительного диапазона рабочих подач (от нескольких десятков до нескольких сотен м3/сут) и напоров (от нескольких сотен до нескольких тысяч метров) при сравнительно высокой наработке установки на отказ.

Принципиальная схема УЭЦН приведена на рисунке 5. Установка состоит из двух частей: наземной и погружной. Наземная часть вклю­чает автотрансформатор 1; станцию управления 2; иногда кабельный барабан 3 и оборудование устья скважины 4. Погружная часть включа­ет колонну НКТ 5, на которой погружной агрегат спускается в скважи­ну; бронированный трехжильный электрический кабель 6, по которо­му подается питающее напряжение погружному электродвигателю и который крепится к колонне НКТ специальными зажимами 7.

Погружной агрегат состоит из многоступенчатого центробежного насоса 8, оборудованного приемной сеткой 9 и обратным клапаном 10. Часто в комплект погружной установки входит сливной клапан 11, через который сливается жидкость из НКТ при подъеме установки. В нижней части насос сочленен с узлом гидрозащиты (протектором) 12, который, в свою очередь, сочленен с погружным электродвигате­лем 13. В нижней части электродвигатель 13 имеет компенсатор 14.

 

1 – автотрансформатор; 2 – станция управления; 3 – кабельный бара­бан; 4 –оборудование устья скважины; 5 – колонна НКТ; 6 – брони­рованный электрический кабель; 7 – зажимы для кабеля; 8 – погруж­ной многоступенчатый центробежный насос; 9 – приемная сетка насоса; 10 – обратный клапан; 11 – сливной клапан; 12 – узел гидрозащиты (про­тектор); 13 – погружной электродвигатель; 14 – компенсатор.

Рисунок 5 – Принципиальная схема УЭЦН

 

Все типы насосов имеют паспортную рабочую характери­стику в виде кривых зависимостей H(Q) (напор, подача), η (Q) (КПД, подача), N(Q) (потребляемая мощность, подача). Обычно эти зависимости даются в диапазоне рабочих значений расходов или в несколько большем интервале.

Всякий центробежный насос, в том числе и ПЦЭН, может работать при закрытой выкидной задвижке и без противодавления на выкиде. Поскольку полезная работа насоса пропорциональна произведению подачи на напор, то для этих двух крайних ре­жимов работы насоса полезная работа будет равна нулю, а следовательно, и КПД будет равен нулю. При определен­ном соотношении Q и H, обусловленном минимальными внут­ренними потерями насоса, КПД достигает максимального зна­чения, равного примерно 0,5-0,6. Обычно насосы с малой по­дачей и малым диаметром рабочих колес, а также с большим числом ступеней имеют пониженный КПД. Подача и напор, соответствующие максимальному КПД, называются опти­мальным режимом работы насоса. Зависимость η (Q) около своего максимума уменьшается плавно, поэтому вполне допу­стима работа ПЦЭН при режимах, отличающихся от оптималь­ного в ту и другую сторону на некоторую величину. Пределы этих отклонений зависят от конкретной характеристики ПЦЭН и должны соответствовать разумному снижению КПД на­соса (на 3-5 %). Это обусловливает целую область возможных режимов работы ПЦЭН, которая называется рекомендо­ванной областью.

Подбор насоса к скважинам по существу сводится к вы­бору такого типоразмера ПЦЭН, чтобы он, будучи спущен в скважину, работал в условиях оптимального или рекомендо­ванного режима при откачке заданного дебита скважины с дан­ной глубины.

Выпускаемые в настоящее время насосы рассчитаны на но­минальные расходы от 40 до 500 м3/сут и напоры от 450 м до 1500 м.

Наиболее серьёзные осложнения и отказы оборудования возникают в связи с отложениями парафина, солей на забое скважины, в подъёмных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т.д.

Отложения парафина и солей на рабочих органах установки, на стенках подъёмных труб, арматуры и трубопроводов уменьшают (а в некоторых случаях полностью перекрывают) проходное сечение, создавая дополнительное сопротивление движению продукции, как следствие этого, дебит жидкости уменьшается вплоть до полного прекращения подачи установки. К тому же значительное снижение производительности может привести к перегреву погружного электродвигателя и преждевременному выходу его из строя. В результате отложения парафина и солей в призабойной зоне скважин происходит снижение проницаемости призабойной зоны пласта, и как следствие, падение дебита скважины.

Наличие в откачиваемой продукции мех. примесей, кривизна ствола скважины обуславливают увеличение интенсивности износа рабочих органов и опор насоса, увеличение уровня вибраций погружного агрегата, снижение срока службы УЭЦН, а в ряде случаев наряду с коррозией могут послужить причиной аварий связанных с падением оборудования на забой скважины.

Повышенная вязкость продукции, образование стойких, высоковязких водонефтяных эмульсий снижает производительность и КПД центробежного насоса и наряду с ростом энергозатрат на подъем продукции из скважины может послужить причиной перегрева ПЭД и преждевременному выходу из строя УЭЦН.


 






Дата добавления: 2018-05-25; просмотров: 320; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ


Поиск по сайту:

Воспользовавшись поиском можно найти нужную информацию на сайте.

Поделитесь с друзьями:

Считаете данную информацию полезной, тогда расскажите друзьям в соц. сетях.
Poznayka.org - Познайка.Орг - 2016-2018 год. Материал предоставляется для ознакомительных и учебных целей. | Обратная связь
Генерация страницы за: 0.01 сек.