Основная часть УЭЦН


1 Геологическая часть
1.1 Общие сведения о месторождении
1.5 Конструкция скважин
Скважина ‒ это горная выработка в земной коре, преимущественно цилиндрической формы, диаметр которой значительно меньше ее глубины, пробуренная при помощи специального оборудования без доступа человека в нее с поверхности земли до забоя.
По пространственному расположению и назначению скважины бывают горизонтальные, наклонные и вертикальные, газовые, нефтяные, водозаборные, артезианские, законтурные, опорные, разведочные.
Конструкция скважины ‒ это схема ее устройства с указанием начального, промежуточного и конечного диаметра породоразрушающего инструмента, глубины, диаметра и длины обсадных колонн, мест и способов тампонирования. Успешное устройство скважин зависит от верного выбора ее конструкции. Это очень ответственный момент. От правильно учтенных условий работы, износа колонн (обсадные трубы, крепящие стволы) в период действия, характера нагружения зависит надежность всей конструкции.
Проектируется конструкция скважины на основе технико-экономических и геологических факторов и зависит от целей, оборудования, техники бурения, глубины и других факторов. При этом неизменно учитывается геологическое строение разреза пород. Наиболее сложное устройство скважины буровой. Состоит оно из устья (начало) и забоя (дно), стенки, оси и ствола, обсадных колонн различного назначения (эксплуатационная колонна и промежуточные, кондуктор и направление).
Выбранная конструкция определяет расход материалов, объем работ и существенно влияет на стоимость строительства и эксплуатации. Знание фактических конструкций скважин позволило разработать рациональные типовые проекты, позволяющие внедрять прогрессивные способы бурения, применять форсированные режимы, уменьшать аварийность.
В идеале, было бы дешевле пробурить скважину долотом малого диаметра с последующей обсадкой от забоя до устья. Однако наличие зон с аномальным давлением, присутствие слабо сцементированных песчаников, разбухающих глинистых пропластков заставляет обсаживать скважину по частям начиная с труб большего диаметра у устья и заканчивая меньшим при приближении к забою, т.е. спускать концентрично несколько типоразмеров ОК:
1. Направление;
2. Кондуктор;
3. Техническая (промежуточная);
4. Эксплуатационная;
5. Хвостовик.
Общее назначение ОК:
- Предупреждение обвала стенок скважины;
- Изоляция трещиноватых пластов от поглощения;
- Изоляция зон с аномально высоким давлением;
- Обеспечение крепления колонной головки и ПВО;
- Обеспечение эффективной эксплуатации скважины.
Направление - первая, самая широкая труба в конструкции скважины служит для крепления стенок скважины на глубину от 15 до 30 м, сложенных из пород склонных к обвалу, отсечению возможных газовых карманов, для установления замкнутой циркуляции бурового раствора, защищает основание платформы в случае шельфового бурения, предупреждения обрушения пород вокруг устья при установке кондуктора и размыва. Пространство за направлением заполняют бетоном или тампонажным раствором. В некоторых случаях на направление устанавливается ПВО (привентор или дивертер). Типовые диаметры для Среднего Востока – 18 5/8 – 20 (433-508 мм), в условиях Северного моря 30 (762 мм).
Кондуктор - служит для крепления стенок скважины на глубинах до 800 м, разобщения водоносных горизонтов, отсечения возможных газовых карманов, монтажа ПВО. Длина кондуктора должна выбираться с учетом обеспечения отсутствия поглощения у башмака колонны при росте гидростатического давления бурового раствора в ходе дальнейших операций (XLOT тест). Обычно башмак кондуктора является точкой начала набора кривизны скважины. Типовые диаметры для Среднего Востока – 13 3/8 (240 мм), в условиях Северного моря 20 или 18 5/8.
Техническая (промежуточная) колонна – служит для разобщения зон с аномальным давлением, нестабильных зон склонных к обвалам, кавернообразовонию, зон склонных к поглощению и устанавливается от 1200 до 1500 м. Данная колонна должна быть тщательно зацементирована с целью исключения заколонных перетоков. При наличии слабых пород тампонажные работы приходится проводить в две стадии с целью предотвращения поглощения цемента из-за высокой гидростатики. Типовые диаметры для Среднего Востока – 9 5/8 (235.8 мм), в условиях Северного моря 13 3/8 - 9 5/8.
Эксплуатационная колонна – последняя колонна труб, достигающая дна скважины и обеспечивающая сообщение продуктивного пласта со скважиной. Это колонна, в которой непосредственно размещается подземное нефтегазопромысловое оборудование. Определяется конструкция скважины глубиной и диаметром бурения, числом, диаметром и длиной обсадных колонн, толщиной их стенок, диаметром участков ствола, углом отклонения от вертикали. Наиболее востребованная – водозаборная скважина. Ее конструкция влияет на пропускную способность и срок эксплуатации, она обязательно должна быть удобной в эксплуатации и минимально простой. Для водозабора есть два вида скважин: фильтровые (до 35 м) и глубокие (до 100 м и более), их еще называют «артезианскими». Типовой размер – от 7 (177,8 мм) до 9 5/8 и выше, Типововые размеры в России – 5 и 6 соответственно (146 мм и 168 мм).
Хвостовик (Лайнер) - это колонна не достигающая поверхности скважины. Спускается с целью экономии металла и увеличения диаметра ствола эксплуатационной колонны. При установке на техническую колонну используется клиновая подвеска и пакер. В данном случае роль эксплуатационной колонны будет выполнять лайнер с технической колонной.
Одноколонной конструкция скважины называется, если состоит только из эксплуатационной колонны (нижняя, соприкасающаяся с водоносным слоем), двухколонной — если есть одна промежуточная и эксплуатационная колонна и т.д. По использованию фильтров скважины бывают фильтровые и с открытым стволом. Конструкции скважины зависят от ее глубины. Чем больше глубина, тем больше она похожа на телескопическую антенну, уступами меньшего диаметра спускающуюся вниз. Фильтровые скважины в разы дешевле и проще при бурении, но во столько же проигрывают по долговечности. Требования к конструкциям скважин специфичны и находятся в довольно сложной между собой зависимости. Поэтому их обоснование и выбор ин базируется на тщательной оценке всех факторов.
Конструкция скважин обсадных колонн представлено на рисунке 1.1.

а – профиль; б – концентрическое расположение колонн в стволе; в – графическое расположение конструкций скважин; г – рабочая схема конструкций скважин
Рисунок 1.1 – Конструкция скважин обсадных колонн
2 Расчетно-техническая часть
2.1 Технико-технический раздел
2.1.1 Анализ текущего состояния разработки
2.1.2 Характеристика используемого оборудования
2.1.2.1 Установка электроцентробежного насоса
Скважинные центробежные насосы предназначены для подъема жидкости с содержанием в ней воды не более 99 процентов, механических примесей (по массе) не более 0,01 процента, с температурой не более 90 0С. Насосы повышенной износостойкости допускают содержание механических примесей (по массе) до 0,05 процентов.
Для подъема из нефтяной скважины жидкости с повышенной коррозионной активностью применяются скважинные центробежные насосы, основные детали которых изготовлены из коррозионностойких материалов.
Схема компоновки установки электроцентробежных насосов представлена на рисунке 2.1.

1 – компенсатор; 2 – электродвигатель; 3 – протектор; 4 – насос; 5 – плоский кабель; 6 – обратный клапан; 7 – спускной клапан; 8 – клямсы; 9 – круглый кабель; 10 – НКТ; 11 – устьевое оборудование; 12 – станция управления;
13 – трансформатор
Рисунок 2.1 – Схема УЭЦН

2.1.2.2 Устьевое оборудование УЭЦН
Оборудование устья скважины предназначено для подвешивания колонны насосно-компрессорных труб, отвода в манифольд продукции скважины, герметизации пространства между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами с учетом ввода в это пространство кабеля и перепуска газа из этого пространства при увеличении его давления.
Конструкция устьевого оборудования предусматривает использование приборов при исследованиях скважины (измерении давления на выкиде у насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве, измерении уровня жидкости в скважине и т. д.).
Оборудование устья скважины для эксплуатации этими установками обозначается ОУЭН и изготавливается в двух исполнениях: исполнение П - с проходными кранами или задвижками и исполнение Т - с трехходовыми кранами.
Устьевое оборудование УЭЦН представлено на рисунке 2.2.

1 – трубная головка; 2 – разъемный корпус; 3 – резиновое уплотнение; 4 – место для кабеля; 5 – фланец; 6 – колено из НКТ; 7 – обратный клапан устьевой
Рисунок 2.2 - Устьевое оборудование УЭЦН
2.1.2.3 Установки погружных электроцентробежных насосов
Установки погружных электроцентробежных насосов бывают в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси. Насос состоит из входного модуля, модуля секции, модуля головки, обратного и спускного клапанов.
Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицевой муфты для соединения вала модуля с валом гидрозащиты. При помощи шпилек модуль верхним концом подсоединяется к модулю-секции. Нижний конец входного модуля присоединяется к гидрозащите двигателя.
Входной модуль для насосов группы 6 имеет два исполнения: одно - с валом диаметром 25 мм - для насосов с подачами 250, 320, 500 и 800 м3/сут, другое - с валом диаметром 28 мм - для насосов с подачами 1000, 1250 м3/сут.
Входные модули и модули-секции поставляются опломбированными консервационными пломбами-пятнами синей или зеленой краски на гайках и болтах (шпильках) фланцевых соединений.
Входной модуль ЭЦН представлен на рисунке 2.3.

1 – корпус, основание; 2 – вал; 3 – втулка подшипника; 4 – сетка приема; 5 – защитная втулка; 6 – шлицевая муфта; 7 – шпилька
Рисунок 2.3 – Входной модуль ЭЦН
Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего подшипника, нижнего подшипника, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец.
Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений о стенку обсадной колонны при спуске и подъеме насосного агрегата. Ребра прикреплены к основанию модуля-секции болтом с гайкой и пружинной шайбой.
Модули-секции поставляются опломбированными гарантийными пломбами-клеймом предприятия-изго0товителя на паяных швах.
Модуль секция насоса ЭЦН представлена на рисунке 2.4.

1 – головка; 2 – вал; 3 – опора; 4 – верхний подшипник; 5 – кольцо; 6 – направляющая; 7 – рабочее колесо; 8 – корпус; 9 – нижний подшипник; 10 – ребро; 11 – основание
Рисунок 2.4 – Модуль-секция насоса ЭЦН
Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана (насосно-компрессорной трубы), с другой стороны -фланец для подсоединения к модулю-секции двух ребер и резинового кольца. Ребра прикреплены к корпусу модуля-головки болтом с гайкой и пружинной шайбой. Резиновое кольцо герметизирует соединение модуля-головки с модулем-секцией
Модули-головки насосов группы 5 и 5А имеют резьбу муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 73 ГОСТ 633-80. Модуль-головка насосов группы 6 имеет два исполнения: с резьбой муфты 73 и 89 ГОСТ 633-80. Модуль-головка с резьбой 73 применяется в насосах с номинальной подачей до 800 м3/сут, с резьбой 89 - более 800 м3/сут.
Допускается уменьшение числа модулей-секций в насосе при соответствующем укомплектовании погружного агрегата двигателем необходимой мощности.
Модуль-головка насоса ЭЦН представлена на рисунке 2.5.

1 – кольцо уплотнительное; 2 – ребро; 3 – корпус
Рисунок 2.5 – Модуль-головка
Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 до 57 процентов (по объему) свободного газа, к насосу следует подсоединить насосный модуль - газосепаратор.
Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией.
Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое. Соединения (кроме соединений входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) уплотняются резиновыми кольцами.
Наиболее известны две конструкции газосепараторов:
- газосепараторы с противотоком;
- центробежные или роторные газосепараторы.
Для первого типа, применяемого в некоторых насосах Reda, при попадании жидкости в газосепаратор, она вынуждена резко менять направление движения.
Некоторые газовые пузырьки сепарируются уже на входе в насос.
Другая часть, попадая в газосепаратор, поднимается внутри его и выходит из корпуса.
В отечественных установках, а также насосах фирмы Centrilift и Reda, используются роторные газосепараторы, которые работают аналогично центрифуге. Лопатки центрифуги, вращающиеся с частотой 3500 об/мин, вытесняют более тяжелые жидкости на периферию, и далее через переходной канал вверх в насос, тогда как более легкая жидкость (пар) остается около центра и выходит через переходной канал и выпускные каналы обратно в скважину.
Газосепаратор насоса ЭЦН представлен на рисунке 2.6.

1 – головка; 2 – втулка радиального подшипника; 3 – вал; 4 – сепаратор; 5 – направляющие аппараты; 6 – рабочее колесо; 7 – корпус; 8 – шнек; 9 – основание
Рисунок 2.6 – Газосепаратор насоса ЭЦН

2.1.2.6 Назначение и конструкция обратного и спускного клапанов
Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль - головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана.
Обратный клапан представляет стальной патрубок, имеющий с обоих концов внутреннюю резьбу для соединения с насосными трубами. В расточке патрубка устроено седло для клапана, которое может быть либо выточено в самом корпусе, либо сделано вставным из бронзы. Кроме приведенных обратных клапанов в настоящее время используются обратные клапаны тарельчатого типа.
Обратные клапаны компоновки УЭЦН представлены на рисунке 2.7.

а – с конусным уплотнением: 1 – патрубок; 2 – ограничивающее кольцо; 3 – клапан; 6 – шариковый: 1 – муфтовый переводник; 2 – ограничивающая шпилька; 3 – специальная гайка; 4 – шарик; 5 – седло клапана; 6 – резиновое уплотнительное кольцо
Рисунок 2.7 – Обратные клапаны
Обратный клапан может быть помещен также в самом электронасосе, т. е. в ловильной головке. При применении обратного клапана после спуска агрегата в скважину можно производить заливку насосных труб жидкостью перед пуском электронасоса и в дальнейшем, в случае остановок электронасоса - удерживать ее в трубах. Жидкость, находящаяся в колонне насосных труб, создает определенное давление и значительно облегчает запуск электронасоса.
Спускной клапан служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины. Спускной клапан представляет собой патрубок, похожий на соединительную муфту с внутренней конусной резьбой, соответствующей определенному размеру насосных труб. В средней части муфты, между витками резьбы, имеется отверстие с резьбой для штуцера.
Спускной клапан компоновки УЭЦН представлено на рисунке 2.8.
1 – штуцер; 2 – патрубок
Рисунок 2.8 – Спускной клапан
Штуцер изготавливают из бронзы. Резиновое колечко очень хорошо уплотняет штуцер в отверстии, выдерживая любое практически необходимое давление. Спускной клапан монтируют над обратным клапаном. В некоторых насосах спускной клапан, также, как и обратный клапан, вмонтирован в корпусе ловильной головки электронасоса.
В районах, где добываемая нефть содержит много парафина и для очистки труб от парафина применяют автоматические скребки; над спускным клапаном устраивают специальный предохранитель на случай падения скребка. Этот предохранитель предотвращает слом штуцера скребком и в то же время не препятствует сбрасываемому ломику сбивать штуцер.
Штуцер спускного клапана компоновки УЭЦН представлен на рисунке 2.9.

1 – шестигранное отверстие под ключ; 2 – резиновое уплотнительное кольцо; 3 – резиновое предохранительное кольцо; 4 – надрез; 5 – удлиненный конец штуцера
Рисунок 2.9 - Штуцер спускного клапана
2.2 Проектный раздел
2.2.1 Расчет по подбору оборудования к скважине, эксплуатируемой УЭЦН на месторождении
Для оценки правильности подбора оборудования УЭЦН к данной скважине проведем расчет основных технологических параметров оптимального режима эксплуатации и подберем соответствующие типоразмеры погружного и наземного оборудования установки электроцентробежного насоса по следующим исходным данным:
Исходные данные для расчета по подбору к скважине, эксплуатируемой УЭЦН представлены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 - Исходные данные для расчета по подбору к скважине, эксплуатируемой УЭЦН
Параметры и единицы измерения Значения
Дебит скважины, м3/сутQж = 150
Обводненность добываемой продукции, % n = 93
Глубина скважины, м Hс = 2000
Глубина подвески насоса, м Hп.н. = 1500
Динамический уровень, м Нд = 500
Внутренний диаметр э/к, мм D = 139
Давление в затрубном пространстве, МПа Pзатр = 8
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 н.пов = 950
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 н. пл = 900
Объемный коэффициент нефти в пластовых условиях bпл = 1,100
Плотность добываемой воды, кг/м3 в = 1150
Давление насыщения нефти газом, МПа Pнас = 50
Пластовое давление, МПа Pпл = 100
Удлинение ствола скважины, м Lуд = 40
Плотность жидкости глушения, кг/м3 ж. гл = 1020
Вязкость нефти в пластовых условиях, сПн.п .= 2,50
Проектируемый оптимальный отбор жидкости по скважине, м3/сутQж. опт = 200
Коэффициент продуктивности скважины м3/сутКпр = 5,50
Давление на буфере, МПа Pбуф = 10
Решение:
1. Рассчитаем коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины:

2. Определим плотность нефти в затрубном пространстве скважины:

3. Определим плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом:

4. Коэффициент, учитывающий увеличение объема водонефтяной смеси, поступающей к приему насоса:

5. Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приему насоса не считаем, так как обводненность скважины n равно 93 больше 60 процентов.
Если см меньше или рано 5 сП или n больше 60 процентов, то поправочные коэффициенты на подачу и напор равны: Кq равно 1; Kн равно 0,99. В нашем расчете мы принимаем именно такие коэффициенты, так как n равно 93 больше 60 процентов.
6. Поправочный коэффициент на подачу насоса (коэффициент уменьшения подачи), Kq равно 1
7. Поправочный коэффициент на напор насоса (коэффициент уменьшения напора), Kн равно 0,99
8. Приведенный статический уровень в скважине, работающей на режиме ЭЦН перед переводом ее на оптимальный режим эксплуатации

Для обеспечения отбора по скважине, равного 144 м3/сут предварительно выбираем насос ЭЦН 5-150-1600. Для насоса коэффициенты, аппроксимирующие рабочую область характеристики насоса S1 равно 9,9 м; S2 равно 36,074 сут/м2; S3 равно 0,1907 сут2/м5;
9. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору:

10. Величина обратная коэффициенту продуктивности скважины, характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приему насоса:

11. Коэффициент приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче:

12. Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях:

13. Проектное забойное давление в скважине:

14. Динамический уровень в скважине при ее освоении на жидкости глушения:

15. Глубина подвески насоса в скважине:

16. Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме ее работы:

17. Количество нефтяной смеси прокачиваемой насосом:

Таким образом, для обеспечения эффективной и экономичной работы скважины Курманаевского месторождения необходимо заменить работающий в скважине насос ЭЦН–5–80–1550, подача которого в его рабочем режиме меньше проектного дебита скважины, на рассчитанный насос большей подачи - ЭЦН 5-150-1550.
Заключение
Геологическая часть содержит общие сведения о месторождении; стратиграфию, тектонику; нефтегазоносность; физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов; конструкцию скважины.
Общие сведения о месторождении содержит сведения о нахождении выбранного для проекта месторождения; климатических условиях района работ; обеспеченности населенных пунктов коммуникациями; начале разработки данного месторождения, включать орогидрографическую характеристику.
Стратиграфия описывается стратиграфия выбранного месторождения снизу вверх, при этом в полном объеме описываются свиты, горизонты, ярусы, к которым приурочены промышленные запасы нефти и газа. Остальные стратиграфические подразделения должны иметь краткую характеристику, включающую названия подразделений, индексы, породу и толщину подразделения месторождения.
Тектоника содержит анализ тектонического отношения выбранной структуры относительного тектонического строения района; виды работ, проводимых для изучения структуры; описание формы и размеров структуры.
Нефтегазоносность представляются сведения о промышленной нефтегазоносности всех продуктивных пластов в пределах выбранного месторождения с указанием времени утверждения запасов.
Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов представлены в виде таблицы с указанием основных физико-химических свойств нефти, газа, воды и коллекторов.
Конструкция скважины приводится характеристика типовой или фактической конструкции скважины, выбранной для последующего расчета в расчетно-технической части.
Расчетно-техническая часть состоит из технико-технологического и проектного раздела.
В технико-технологическом разделе должны быть представлены следующие главы: текущее состояние разработки; характеристика используемого оборудования.
Текущее состояние разработки предусматривает проведение анализа работы фонда действующих скважин в течение 2-х последних лет с описанием и выявлением причин, снижающих их производительность.
В характеристике используемого оборудования приводится перечень применяемого оборудования, дается его техническая характеристика, описываются основные детали рекомендуемой автором установки для подъема продукции скважины на поверхность, их назначение; так же описывают конструкции, назначение и принципы работы, представлены фактические схемы работы и установки оборудования.
В проектном разделе выполняется расчет по подбору оборудования к скважине, эксплуатируемой одним из способов на месторождении.
Список используемых источников
1. Беззубов А.В., Щелкалин Ю.В. Насосы для добычи нефти. М.: Недра, 1986. 224 с.
2. Блантер С.Г., Суд И.И. Электрооборудование нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1980. 478 с.
3. Бухаленко Е.И., Абдулаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. М.: Недра, 1974. 360 с.
4. Муравьев В.М., Середа Н.Г. Спутник нефтяника. М.: Недра, 1971.
5. Оркин К.Г., Юрчук А.М. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. М.: Недра, 1967. 380 с.
6. Снарев А.И. Расчеты машин и оборудования для добычи нефти и газа. Самар. гос. техн. ун-т. Самара, 1995. 122 с.
7. Справочная книга по добыче нефти / Гиматудинов Ш.К. М.: Недра, 1974. 704 с.

Приложенные файлы

  • docx 9484527
    Размер файла: 752 kB Загрузок: 1

Добавить комментарий