Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

За деньгиЗа деньги (2999 руб.)

РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВОК ЭЦН В СКВАЖИНАХ НГДУ “МУРАВЛЕНКОВСКНЕФТЬ

Дата закачки: 28 Февраля 2016
Продавец: Алексей
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ИНиГ

Описание:
Реферат

Разработка мероприятий по повышению эффективности эксплуатации установок ЭЦН в скважин в НГДУ Муравленковскнефть

Дипломный проект содержит 132 страницы, 10 рисунков, 21 таблиц.
Месторождение, нефть, скважина, пласт, насос, давление, дебит, обвод-ненность.
Объектом исследования является фонд скважин НГДУ Муравленковс-нефть и проводимые мероприятия по повышению их эффективной работы.
В данном дипломном проекте рассматривается геологическое строение Талинского месторождения, анализ разработки с вытекающими из него про-блемами, анализ работы фонда скважин, оборудованных УЭЦН на примере фонда скважин ЦДНГ-4 НГДУ Муравленковскнефть, а также основные при¬чины выхода из строя установок ЭЦН и для повышения эффективности их ра¬боты предлагается осуществить подбор оборудования по предложен-ной мето¬дике и произвести диагностирование условий эксплуатации УЭЦН.
В результате проведенного анализа и расчетов по скважи¬нам установ-лена некорректность подбора оборудования сква¬жин. Расчетами обоснована необхо¬димость замены установок, как метода повышения надежности экс-плуатации скважин. По результатам рас¬чета рекомендовано 17 скважин на замену насоса.
Экономический эффект от проведенных мероприятий составляет 629310,96 рублей.


Коментарии: 2.2.3 Гидрозащита
Гидрозащита погружного электронасоса предназначена для защиты по¬груж¬ного электродвигателя от проникновения в его полость пластовой жидко¬сти. Это очень ответственный узел погружного агрегата. Надежность агрегата и межре¬монтный пе¬риод его работы в скважине во многом зависят от конструк¬тивного решения, каче¬ства изготовления и правильности его экс-плуатации.
В погружных центробежных электронасосах, выпускавшихся до 1973 г., в ка¬че¬стве гидрозащиты применялся специальный протектор (рис. 9). Он собран в стальном цилиндрическом корпусе, диаметр которого соответствует диаметру на¬соса. В соб¬ранном агрегате протектор располагается между насосом и элек¬тро¬двигателем. Через него проходит промежуточный вал, со-единяющий вал на¬соса с валом двигателя по¬средством шлицевых муфт. Вал протектора по краям заключен в подшипники сколь¬жения.
Протектор состоит из камер густого масла (вверху) и жидкого масла-от¬стой¬ника с гидрозатвором (внизу). В верхней части протектора имеется пор¬шень с пружиной для создания избыточного давления масла в протекто-ре и двигателе в пределах 0,01 – 0,2 МПа. В корпусе под поршнем имеется отвер¬стие для сообще¬ния подпоршневой части протектора с окружающей средой и передачи поршню гидростатического давления окружающей жид-кости. По мере расхода густого масла через сальник насоса пор¬шень, пере-мещаясь под действием пружины вверх, подает масло в камеру упорного подшипника насоса и поддерживает в системе избыточное давление.
Опыт эксплуатации погружных центробежных электронасосов показал, что гидро¬защита с помощью описанного выше протектора не обеспечивает воз¬рос¬ших требо¬ваний по надежности и межремонтному периоду.
Поэтому ОКБ по бесштанговым насосам разработало новую конструк-цию гид¬ро¬защиты. Новая конструкция гидрозащиты вносит некоторые изме-нения в кон¬струк¬цию насоса и электродвигателя. Поэтому, учитывая, что на промыслах страны нахо¬дится более десяти тысяч погружных агрегатов, она имеет два по¬сле¬довательных ис¬полнения – ГД и Г, позволяющих использо-вать все ранее из¬готов¬ленные насосы и двигатели, а в дальнейшем перейти на новые конструк¬ции насо¬сов и двигателей.
Оба исполнения новой гидрозащиты идентичны и имеют много одина-ко¬вых деталей, что облег¬чает переход от одного исполнения к другому.
Гидрозащита ГД предусматривает в насосе узел радиально-упорных подшипников для восприятия осевых усилий в насосе и свинцово-графитовый сальник. В этой гидрозащите также используется густое и жид-кое масло, од¬нако, здесь они разделены между собой эластичной диафраг-мой. Окружающее давление передается двигателю через диафрагму, распо-ложенную в компенса¬торе, что исключает проникновение пластовой жидко-сти в полость электродви¬га¬теля.
Гидрозащита типа Г предусматривает применение одного лишь жид-кого масла, замену радиально-упорных шарикоподшипников в насосе пятой сколь¬жения, которая располагается в верхней части насоса. Кроме того, мо-жет быть применена дополнительная осевая опора насоса, расположенная в протек¬торе гидрозащиты.
Погружной агрегат с гидрозащитой состоит из центробежного насоса, элек¬тродвигателя, компенсатора масла и разделительной камеры, располо-жен¬ной между насосом и двигателем. В корпусе разделительной камеры размещена гиб¬кая диафрагма, которая совместно с торцовым уплотнением, смонтирован¬ным на валу, разделяет ее на две полости “а” и “в”. Полость “а” сообщается с поло¬стью электродвигателя, а полость “в” отделена от нее гиб-кой диафрагмой и тор¬цовым уплотнением. В полости “в” имеется клапан, че-рез который посту¬пает пластовая жидкость после того, как вся смазка или масло, на¬ходящиеся в этих полостях, будут полностью израсходованы. Вдоль корпуса в полости “в” установлена трубка, являющаяся соединитель-ным каналом между верхней и нижней частями этой полости, когда диа-фрагма прилегает к стенкам корпуса.
При исполнении гидрозащиты типа ГД и заполнении полости “в” гу-стой смазкой на валу разделительной камеры устанавливается турбинка, с по¬мощью которой создается избыточное давление в полостях “а” и “в”. Это необхо¬димо для преодоления сопротивления на пути прохождения густой смазки.
В нижней части погружного агрегата под электродвигателем имеется компен¬сатор с гибким эластичным элементом, служащий для передачи давле-ния ок¬ружающей среды маслу в электродвигателе. При расходе масла из элек¬тродвига¬теля через торцовое уплотнение объем компенсатора уменьша-ется.
В гидрозащите типа ГД, как и в старой конструкции, на валу насоса ус-та¬новлен упорный подшипник, который воспринимает осевое усилие, дейст-вую¬щее на вал насоса, и оставлен свинцово-графитный сальник.
При исполнении гидрозащиты типа Г осевая опора вала насоса мо¬жет быть перенесена в корпус разделительной камеры и установлена на валу в виде двухсторонней пяты. В этом исполнении гидрозащиты на валу преду-смотрено дополнительно еще одно торцовое уплотнение. В результате отпа-дает необхо¬димость создания избыточного давления в системе “электродви-гатель – ком¬пенсатор”, а полости “а” и “в” заполняются одним жидким мас-лом. Не¬смотря на это, полости “а” и “в” разделительной камеры отделены друг от друга гибкой диафрагмой и механическим торцовым уплотнением.
В гидрозащите типа Г роль свинцово-графитного сальника насоса пе-ре¬дана торцовому уплотнению, установленному внутри верхнего корпуса разде¬ли¬тельной камеры. Небольшое сальниковое уплотнение на валу насоса здесь предназначено и для защиты подшипника насоса от механических примесей, со¬держащихся в жидкости, и для предотвращения возможного разрежения в по¬лости над уплотнением от действия потока жидкости, всасы-ваемого насосом. Валы двигателя, разделительной камеры и насоса во всех вариантах со¬единя¬ются между собой шлицевыми муфтами, как и в агрегатах, находящихся в на¬стоящее время в эксплуатации.
Принцип действия гидрозащиты типов ГД и Г следующий. После вклю-чения погружного агрегата из-за нагрева двигателя, находящегося в нем, масло будет также нагреваться и увеличиваться в объеме, что повлечет за со-бой уве¬личение объема гибкого элемента компенсатора. Вращающаяся на валу тур¬бинка создаст в камере “а” небольшое избыточное давление, кото-рое через гиб¬кую диафрагму передается в камеру “в”. Густая смазка из ка-меры “в” посту¬пит к подшипнику и к свинцово-графитному уплотнению. Расход ее через сальник происходит быстрее, чем жидкого масла из двигате-ля через торцовое уплотне¬ние, в результате чего гибкая диафрагма, посте-пенно расширяясь в диаметре, будет перемешаться к стенкам корпуса. За-полнение увеличивающе¬гося объема внутренней полости “а” разделительной камеры жидким маслом из двигателя происходит вследствие давления столба жидкости в скважине на гиб¬кий эле¬мент компенсатора. После того как из по-лости “а” израсходуется вся смазка, через обратный клапан начнет поступать скважинная жидкость. Если скважин¬ной жидкостью окажется пластовая вода (менее подходящая для смазки под¬шипника), то она, будучи тяжелее смазки, начнет скапливаться внизу под смаз¬кой, позволяя последней, а также жидко-му маслу, расходуемому через торцо¬вое уплотнение, обеспечивать смазыва-ние этого подшипника.
Пластовая вода с нефтью поступает через клапан в полость “в”, кото-рая явля¬ется своеобразным отстойником, где нефть отделяется от пластовой воды. Нефть всплывает вверх и поступает к подшипнику, а вода осаждается внизу. Поступ¬лению скважинной жидкости через клапан в верхнюю часть полости “в”, после того как эластичная диафрагма прижмется к внутренней стенке кор¬пуса разде¬лительной камеры, способствует трубка, соединяющая нижнюю часть полости с верхней.
По мере расхода жидкого масла через торцовое уплотнение из полости “а” объем ее уменьшается, при этом гибкая диафрагма начинает сокращаться в диа¬метре, а полость “в” заполняться скважинной жидкостью через клапан.
В режиме периодических пусков и остановок погружного агрегата, ко-гда во время работы масло нагревается и увеличивается в объеме, а при остановках ох¬лаждается и уменьшается, будет работать в основном компен-сатор, объем кото¬рого соответственно увеличивается или уменьшается при помощи эластич¬ного деформирующегося элемента. Клапан при этом в рабо-те не участвует, а от¬кроется лишь тогда, когда из камеры “в” уйдет вся густая смазка и давление в ней станет меньше давления окружающей (скважинной) среды.
В приводе с гидрозащитой типа Г остается тот же принцип действия, что и в предыдущем устройстве. Разница заключается лишь в том, что по-лость “в” заполняется не густой смазкой, а жидким маслом. Поэтому отпада-ет необходи¬мость в напорной турбинке, а, свинцово-графитное сальниковое уплотнение заме¬нено торцовым уплотнением, расположенным на валу раз-делительной ка¬меры.
В корпусе разделительной камеры для выравнивания давления преду-смотрено отверстие, соединяющее полость над уплотнением с полостью сква-жины.
Электронасосы с гидрозащитой типов ГД и Г прошли промышленные ис¬пыта¬ния и переданы заводам для серийного производства.
2.2.4 Кабель
Электроэнергия подводится к погружному электродвигателю при по-мощи спе¬циальных кабелей. Участок токоподвода от станции управления до погружного агрегата выполняется из круглого бронированного кабеля с ре-зи¬новой изоляцией типа КРБК или с полиэтиленовой изоляцией типа КПБК.
На участке погружного агрегата вдоль насоса и гидрозащиты применя-ется пло¬ский бронированный кабель также с резиновой (КРБП) или полиэти-ле¬новой (КПБП) изоляцией.
Круглый и плоский кабели сращиваются между собой, место соедине-ния тща¬тельно изолируется, а на конце плоского кабеля прикрепляется ка-бельная муфта для соединения токоподвода с выводными концами статорной обмотки, обеспе¬чивающая герметизацию ввода кабеля в погружной электро-двигатель. У круглых кабелей с резиновой изоляцией на медные жилы, обре-зиненные ди¬электрической резиной и скрученные вместе, накладывается об-щий нефтестой¬кий шланг из наи¬ритовой резины, поверх которого имеются защитные покровы из маслостойкой лакоткани, пропитанная хлопчатобу-мажная оплетка и броня. Конструкция круг¬лого резинового кабеля показана.
У плоских кабелей с резиновой изоляцией три медные жилы, обрези-нен¬ные диэлектрической резиной и нефтестойким наиритовым шлангом, об-каты¬ваются стеклолакотканью и укладываются параллельно. Все три жилы допол¬нительно обматываются лакотканью, на которую накладываются про-питанная хлопчатобу¬мажная оплетка и броня. Существует конструкция плоского кабеля, в котором на обрезиненные диэлектрической резиной и уложенные парал¬лельно жилы накла¬дывается общий наиритовый шланг. Шланг обматывается лакотканью, сплетается противогнилостной хлопчато-бумажной оплеткой и бронируется.
Сростки круглых и плоских кабелей с резиновой изоляцией и муфты ка¬бель¬ного ввода изготавливаются из сырых починочных резин методом го-рячей вулка¬низации в специальных вулканизаторах.
На установках погружных электронасосов, работающих в скважинах и не тре¬бующих герметизации кабеля на устье, применяются круглые кабели с по¬лиэти¬леновой изоляцией КПБК-П, у которых имеются три медные жилы, по¬крытые по¬лиэтиленом высокой плотности и скрученные вместе, на них накла¬дывается броня. Под броней в качестве прокладки имеется прорези-ненная лента. На по¬следних 50 м кабеля жилы не свиваются, а укладываются парал¬лельно, образуя плоский кабель, на конце которого изготавливается муфта ка¬бельного ввода.
Для скважин, требующих герметизацию кабеля на устье скважин, при-ме¬няются круглые кабели с полиэтиленовой изоляцией КПБК-П3, аналогич-ные по конст¬рукции кабелям КПБК-П, но имеющие заполнения из пластика в виде сердечника между жилами и трех секторов, обеспечивающих круглую форму кабеля. Сектор¬ное заполнение выполняется в виде жгутов либо до-полнитель¬ным ошлангованием кабеля.
Когда необходимо из технологических соображений уменьшить габа-риты пло¬ской части токоподвода, в кабелях с полиэтиленовой изоляцией не изготав¬лива¬ется плоская часть, а кабели КПБК без заполнения или КПБК-3 с заполне¬нием сращиваются со специальным плоским кабелем КПБП, имею-щим значи¬тельно меньшие габариты. Конструкция кабеля КПБП аналогична конструкции кабеля КРБП в общем шланге.
Сращивание круглых и плоских кабелей с полиэтиленовой изоляцией и изго¬товление кабельных муфт осуществляются горячим способом в специ-аль¬ных прессформах.
Броня круглых кабелей выполняется из стальной оцинкованной ленты, а пло¬ских – из стальной оцинкованной или медной ленты.
Броня, защищающая кабель от механических повреждений во время спуско-подъемных операций, имеет специальный профиль, благодаря кото-рому кабель приобретает значительную прочность на раздавливание и со-храняет при этом не¬обходимую гибкость для наматывания на барабан через специальный подвесной ролик диаметром 900 мм.
Кабели с резиновой изоляцией имеют номинальное напряжение 1100 В и пред¬назначены для работы при температуре окружающей среды от +90 С до –30 С и давлении до 10 МПа, раздавливающее усилие не менее 120 кН.
Номинальное напряжение кабелей с полиэтиленовой изоляцией 2300 В, допус¬тимая температура окружающей среды от +90 С до –55 С, давление до 20 МПа. Кабели с полиэтиленовой изоляцией обладают большей газо-стойко¬стью.
Для всех типов кабелей отклонение от наружного размера не должно пре¬вы¬шать +10%. В токопроводящем кабеле, как и во всякой электрической сети, имеют место потери напряжения и мощности.
Для подвода к погружному электродвигателю необходимого рабочего на¬пря¬жения выходное напряжение на вторичной обмотке повышающего ав-то¬трансфор¬матора должно быть выбрано при использовании соответствую-щей отпайки с учетом компенсации потери напряжения в кабеле, которое ме-няется в зависимо¬сти от глубины спуска установки.
Значение потери мощности в кабеле при условии правильного подбора уста¬новки по параметрам скважины и при соблюдении правил эксплуатации состав¬ляет примерно от 3% до 15% общих потерь в установке.

2.2.5 Автотрансформаторы и трансформаторы
Для уменьшения потерь в кабеле, питающем электродвигатель, улуч-ше¬ния ус¬ловий запуска и технических характеристик электродвигателей по-след¬ние выпол¬няются на рабочее напряжение, значительно превышающее напряже¬ние силовой сети (380 В).
В то же время напряжение погружных электродвигателей, получаемое при расчете, в зависимости от мощности, диаметральных размеров, рода изоля¬ции и других условий не может быть стандартным или хотя бы одина-ковым для всех типов двигателей. Точнее говоря, иметь одинаковое напря-жение для всех типо¬размеров погружных электродвигателей нецелесообраз-но, так как это ухудшит их характеристики и усложнит производство (потре-бует многообразия штампов, за¬труднит унификацию размеров деталей и т. п.). Поэтому каждый типоразмер по¬гружного электродвигателя имеет свое номинальное напряжение, значение кото¬рого округляется при расчетах с точностью до 5 В. Это привело к необходимости применения специальных автотрансформаторов или трансфор¬маторов, повы¬шающих напряжение.
Кроме того, в кабеле от трансформатора до электродвигателя будут по¬тери на¬пряжения, которые при определенных силе тока и сечении кабеля будут зависеть от длины кабеля. Поскольку подвеска электронасоса в сква-жине, а, следова¬тельно, и длина кабеля колеблются в больших пределах, со-ответственно будут колебаться и потери напряжения. Поэтому автотранс-форматоры или трансформа¬торы должны обеспечивать регулировку напря-жения с высокой стороны в опре¬деленных пределах.
Автотрансформаторы в настоящее время изготовляются в сухом испол-нении, установлены на салазках, служащих на промысле для транспортиров-ки на не¬большие расстояния. Напряжение регулируют переключением отпа-ек на обмотке высокого напряжения, отличающихся друг от друга на 30  60 В, при помощи клемм и перемычек, расположенных на клеммной доске над сердечни¬ком.
Обмотка автотрансформатора (тепло- и влагостойкая) соединена в звезду. КПД автотрансформаторов находится в пределах 98 – 98,5 %.
В последнее время наряду с автотрансформаторами начали изготов-лять транс¬форматоры с регулировкой напряжения ступенями.
Трансформаторы так же, как и автотрансформаторы, могут быть сухие или за¬полненные маслом. Маслозаполненные трансформаторы предназначе-ны для на¬ружной установки.
Применение трансформаторов дает возможность контролировать вели-чины сопротивления изоляции вторичной обмотки трансформатора, кабеля и погруж¬ного электродвигателя на работающей установке и отключать уста-новку при уменьшении сопротивления изоляции до заранее заданной вели-чины.

2.2.6 Станции управления
 Станции управления служат для подключения электронасоса к промы-словой сети, его ручного и автоматического включения и отключения и за-щиты при ко¬ротких замыканиях, перегрузках по силе тока или срыве пода-чи.
Установки электронасосов комплектуются станциями управления типа ПГХ 5071 и ПГХ 5072 для погружных электродвигателей мощностью от 10 до 100 кВт с номинальным напряжением до 2300 В.
Станции ПГХ 5071 применяются при автотрансформаторном питании по¬груж¬ных электродвигателей и имеют мгновенную защиту от замыкания токо¬ведущих частей “на землю” при помощи трансформаторов нулевой по-следова¬тельности.
Станции ПГХ 5072 применяются при трансформаторном питании и имеют не¬прерывный контроль сопротивления изоляции системы “вторичная обмот-ка трансформатора – кабель – статорная обмотка погружного электродвига-теля с ав¬томатическим отключением установки при падении сопротивления изоляции до 30 кОм”. В остальном схемы станций управления ПГХ 5071 и ПГХ 5072 анало¬гичны. Станции типа ПГХ 5071 и ПГХ 5072 обеспечивают:
- ручное включение и отключение установки;
- автоматическое включение установки в режиме самозапуска после вос-ста¬нов¬ления напряжения питания, автоматическую работу в режиме про-грамм¬ного управления по заранее заданной программе, состоящей из време-ни ра¬боты и времени простоя установки, суммарная продолжительность ко-торых до 24 ч;
- автоматическое включение и отключение установки, подключенной к ав-то¬ма¬тизированной групповой системе сбора нефти и попутного газа, в зави-си¬мости от давления в коллекторе;
-управление установкой с диспетчерского пункта.
Станции управления ПГХ 5071 и ПГХ 5072 мгновенно отключают уста¬новку при коротких замыканиях и значительных перегрузках по силе тока, пре¬вышаю¬щих на 40% силу рабочего тока установки; отключают с вы-держкой времени до 20 с при перегрузке погружного электродвигателя на 20% силу ра¬бочего тока и с такой же выдержкой времени при срыве подачи.
Каждая станция управления выпускается в четырех модификациях, от-ли¬чаю¬щихся габаритами контакторов и блок-рубильников, а также коэффи-циен¬тами трансформации трансформаторов тока.
На станциях управления имеется штепсельный разъем для переносных токо¬вых приемников с силой тока фазы не более 25 А и освещение станции лампой в 40 Вт.
Дверь шкафа станции управления имеет механическую блокировку с блоком рубильник-предохранитель, трансформаторы тока защищены сеткой в месте под¬вода высокого напряжения. Ручка станции управления снабжена зам¬ком с клю¬чом.
Для устранения ложных срабатываний защитных реле при сотрясении станций от срабатывания контактора релейный блок укреплен на амортиза-то¬рах.
Станция предназначена для установки в помещении сарайного типа или в юж¬ных районах под навесом. Транспортировка и хранение станций могут быть при температурах от –35 С до +40 С. Масса станции 160 кг, габариты 1300 x 850 x 400 мм.
На нефтяных промыслах наряду со станциями управления ПГХ 5071 и ПГХ 5072 находится в эксплуатации большое число станций управлений ти-па ПГХ 5802. Они имеют менее надежную токовую защиту при коротких за-мыка¬ниях и перегрузках и не обеспечивают контроля изоляции при транс-форматор¬ном пита¬нии и автоматизированной работы в случае подключения установки к автомати¬зированной и герметизированной системе сбора нефти и попутного газа.
Станции управления ПГХ 5802 выпускались в 12 модификациях. Габа-риты станции управления 1700 х 1180 х 375 мм, масса 400 кг.
Станции управления следует монтировать в соответствии с Правилами устрой¬ства электроустановок и эксплуатировать в соответствии с “Правила-ми техниче¬ской эксплуатации электроустановок потребителей” и “Правилами тех¬ники безо¬пасности при эксплуатации электроустановок потребителей” (1969 г.), с “Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышлен-ности” (1968 г.) и “Инструкцией по монтажу и эксплуатации установок по-гружных центро¬бежных электронасосов”.

2.3 Диагностирование условий эксплуатации и технологических режи-мов работы скважин с УЭЦН
На практике часто приходится сталкиваться с задачами, в которых из нескольких решений необходимо выбрать только одно. Для решения такого типа задач наиболее адекватными являются адаптационно-обучающие мето-ды.
Одним из таких методов является последовательная диагностическая процедура. в основе ее лежит метод последовательного анализа, разработан-ный Вальдом. Последовательная диагностическая процедура имеет ряд су-щественных преимуществ. Она может быть использована при разных рас-пределениях признаков в сопоставляемых объектах. Этот метод позволяет оценить информативность параметров процесса и выработать основные направления увеличения его эффективности.
Метод основан на рассмотрении упорядоченных рядов признаков в сравниваемых группах наблюдений. последовательность расчета при данном методе следующая:
1. Выбираются признаки, которые влияют на процесс и определяется информативность этих признаков;
2. Составляется диагностическая таблица, по которой проводится про-гноз
(распознавание).
 В качестве функции отклика выбираем отношение текущего КПД к максимальному КПД насоса по воде.
Выбор признаков, влияющих на процесс эксплуатации скважин, обо-рудованных УЭЦН показал, что на функцию отклика влияет 4 параметра: депрессия на пласт, отношение номинальной подачи насоса по воде (Qн) к дебиту скважины по жидкости (Qж), текущий КПД насоса и срок эксплуатации скважины. Диагностические коэффициенты приведены в таблице 16

Таблица 16 – Диагностические коэффициенты
Параметры Интервал ДК

Депрессия, МПа 3,8-5,5 8,129
 5,6-7,2 1,938
 7,3-8,8 -1,434
 8,9-10,5 -3,468


Qн/Qж, доли ед. 0,6-0,9 2,852
 0,9-1,1 2,175
 1,1-1,4 0,286
 1,4-1,6 -3,195
 1,6-1,9 -4,26


КПД, % 0,271-0,311 -2,747
 0,312-0,351 -0,969
 0,352-0,390 3,144
 0,391-0,430 1,283
 0,431-0,470 4,393

Срок эксплуатации  16-55 10,607
 55-94 1,761
 94-133 -1,249
 133-170 -2,817

 Определяем в какой интервал попадает параметр, влияющий на функ-цию отклика, по каждой скважине и проводим суммирование диагностиче-ских коэффициентов. Сумму диагностических коэффициентов сравниваем с порогами А и В. Для скважин с отношением текущего КПД к максимальному КПД насоса по воде больше 0,828 (группа А): порог А = 0,87, порог В = 0,56; меньше 0,828 (группа В): порог А = 0,4, порог В = 0. Скважины отме-ченные "+" попадают в группу А и не нуждаются в регулировании режима работы. Скважины отмеченные "-" попадают в группу В и нуждаются в регулировании режима работы. Сумма диагностических коэффициентов по скважинам представлена в таблице 17.

Таблица 17 – Сумма диагностических коэффициентов

№ скв Диагностические коэффициенты 
Сумма ДК 
 Депрессия Qн/Qж КПД Срок эксплуа-тации  
734 1,938 2,175 4,393 -2,817 5,689 +
8260 -1,434 2,852 4,393 1,761 7,572 +
2208 1,938 2,175 -0,969 -2,817 0,327 -
827 8,129 -4,26 -2,747 -2,817 -1,695 -
2247 8,129 2,175 -0,969 -2,817 6,518 +
2130б 1,938 2,175 -0,969 1,761 4,905 +
4190 -3,468 0,286 1,283 1,761 -0,138 -
636 8,129 -4,26 -2,747 -2,817 -1,695 -
2072 -1,434 2,852 1,283 -2,817 -0,116 -
548 1,938 2,852 4,393 -2,817 6,366 +
8261 -1,434 2,852 4,393 10,607 16,418 +
738б -3,468 2,852 -2,747 -2,817 -6,18 -
680 1,938 2,175 4,393 -2,817 5,689 +
729 -1,434 2,852 4,393 -2,817 2,994 +
686 -1,434 0,286 -2,747 -2,817 -6,712 -
787 -1,434 2,175 4,393 -2,817 2,317 +
739 -3,468 2,175 -2,747 -2,817 -6,857 -
8265 -3,468 2,175 4,393 1,761 4,861 +
629 -3,468 0,286 1,283 -2,817 -4,716 -
8298 -3,468 2,852 4,393 -1,249 2,528 +
4209 -3,468 2,852 1,283 1,761 2,428 +
602 8,129 2,175 -2,747 -2,817 4,74 +
784 -1,434 2,175 -2,747 -2,817 -4,823 -
2232 1,938 0,286 -2,747 -1,249 -1,772 -
577 -3,468 0,286 -2,747 -2,817 -8,746 -
4286 -1,434 -3,195 -2,747 -1,249 -8,625 -
755 -3,468 2,175 1,283 -2,817 -2,827 -
758 -3,468 2,852 1,283 -2,817 -2,15 -
649 -3,468 -3,195 -2,747 -2,817 -12,227 -
2086 -1,434 -4,26 -2,747 -2,817 -11,258 -
К регулируемым параметрам относятся: депрессия на пласт, отноше-ние Qн/Qж и текущий КПД насоса, которые можно регулировать изменением изменения типоразмера насоса.
Скважина № 636 имеет сумму диагностических коэффициентов -1,695, а следовательно попадает в груупу В. При замене текущего насоса на насос с КПД лежащим в пределах 0,391-0,430 получим сумму диагностических ко-эффициентов 2,335, то есть скважина передет из группы В (с отношением те-кущего КПД к максимальному КПД насоса по воде меньше 0,828) в группу А (с отношением текущего КПД к максимальному КПД насоса по воде больше 0,828).

2.4 Проверочные работы по выбору типоразмера оборудования ЭЦН и режима его работы в скважине

2.4.1 Методика расчета повышения температуры продукции за счет работы погружного агрегата УЭЦН и влияние этого повышения на вязкость продукции
Первоначально рассчитывают температуру в скважине tс перед уста-новкой ЭЦН на глубине погружения насоса по формуле
, (1)
где tпл – пластовая температура,  С;
Lс – глубина скважины, м;
Hн – глубина спуска УЭЦН, м;
c – удельная теплоемкость жидкости, Дж/(кг..К);
, (2)
где cн, cв – соответственно удельная теплоемкость для нефти (2100 Дж/(кг..К)) и воды (4186 Дж/(кг..К));
n0 – обводненность продукции, доли еденицы;
Dт – внутренний диаметр обсадной колонны, м;
Qм = массовый дебит скважины, т/сут.
 Для расчета температуры на выходе из установки ЭЦН tвых воспользуемся зависимостью (1), записанной в виде
, (3)
где h = Hн, t(h) = tпл = tвых.
 Тогда
, (4)
Таким образом, температура продукции скважины за счет работы по-гружного агрегата повышается на
t = tвых – tс,  (5)
Расчитывают вязкость газонасыщенной водонефтяной смеси t при те-кущей температуре t
, (6)
где Vгр – количество растворенного в 1 м3 нефти газа, м3/м3
 Количество растворенного газа определяется, как разность между га-зовым фактором при стандартных условиях (Гн.нас) и количеством газа, выде-лившегося из нефти при давлении P<Pн (Гн.св):
Vгр = Гн.нас – Гн.св, (7)
 Значение Гн.св можно приближенно установить по формуле К.Б. Аши-рова и В.Л. Данилова
, (8)
где m = 29.10-6&#61554;н.су&#61508;г – 0,0231;
a = 5,785 – &#61554;н.су&#61508;г10-3(4,5-0,00354(T-293));
Г0 – газовый фактор при стандартных условиях, м3/м3;
&#61554;н.су – плотность дегазированной нефти при стандартных условиях, кг/м3;
&#61508;г – относительная плотность газа по воздуху;
T – температура, К;
Рт – давление при температуре T, МПа;
Рнаст – равновесное давление насыщения нефти газом при температуре T, МПа.
 Значение Рнаст при температуре T, которая может отличатся от пласто-вой, определяется по формуле М.Д. Штофа, Ю.Н. Белова, В.П. Прончука
, (9)
где Tпл и T – соответственно, пластовая и текущая температуры, К;
yС1 и yN2 – соответственно, объемные доли метана и азота в попутном газе при стандартных условиях, доли еденицы.
 Далее по формуле (6) рассчитывают вязкость при температуре в сква-жине tс и при температуре на выходе из установки ЭЦН tвых, при этом отме-чается снижение вязкости за счкт нагрева от работы погружного электродви-гателя.

2.4.2 Определение требуемого напора насоса
Для нахождения величины удельной энергии, которая должна быть со-общена жидкости, чтобы на выбранной глубине спуска насоса в скважину была обеспечена норма отбора жидкости, т.е. для согласования характери-стики насоса и скважины строится напорная характеристика скважины в за-висимости от дебита
, (10)
где Hскв – глубина динамического уровня скважины при отборе заданного количества жидкости, м;
Pу/(&#61554;g) – устьевое давление, выраженное в метрах столба жидкости, при средней плотности газожидкостной смеси на участке “насос-устье” скважины;
hтр – потери напора на трение, м.
Если нет данных о величине динамического уровня, то его можно определить
, (11)
где &#61554;вн – плотность газожидкостной смеси на выходе из насоса, кг/м3.
Потери напора на гидравлическое трение в НКТ можно ориентировоч-но определить из зависимостей для однородной ньютоновской жидкости
, (12)
где Hсп – глубина спуска насоса, м;
&#61548; – коэффициент гидравлических сопротивлений;
&#61559; – линейная скорость потока, м/с;
, (13)
где F – площадь поперечного сечения НКТ.
 Как показывает практика, величина hтр небольшая и обычно составляет 20-40 метров.
Напор, соответствующий газлифтному эффекту в подземных трубах, можно приближенно оценить по формуле
, (14)
где D – диаметр лифта, дюйм;
P’нас – давление насыщения после сепарации газа у насоса;
B( ) – средняя обводненность продукции в лифте при среднем давле-нии P=0,5(Pвн+Pус).
Для построения напорной характеристики скважины задаются значе-ниями дебита (5–6, начиная от нуля); по расчетным точкам в координатах Q=f(H) строится линия Hскв. В дальнейшем на напорную характеристику скважины накладывается характеристика насоса для отыскания точки их пе-ресечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен пода-че.
Выбор диаметра НКТ для установок ЭЦН рекомендуется осуществлять в зависимости от дебита скважины (таблица !)

 Таблица 18 – Определение диаметра НКТ в зависимости от дебита
Дебит по жидкости, м3/сут менее 150 150 – 300 более 300
Внутренний диаметр НКТ, мм 50,3 62,0 76,0

2.4.3 Подбор и корректировка рабочих характеристик центробежных электронасосов
По кривым типовых характеристик погружных насосов и величинам дебита по жидкости, требуемого напора выбирают несколько насосов, кото-рые обеспечивают необходимый отбор жидкости в области рабочих режимов при условии
0,6 &#8804; Qж/Qв.опт &#8804; 1,2,  (15)
где Qв.опт - подача насоса по воде в оптимальном режиме.
Точки пересечения характеристик насоса с характеристикой скважины дадут значения подач выбранных насосов по воде.
На практике свойства откачиваемой продукции отличаются от свойств воды; вода с нефтью образует эмульсии; если давление у приема насоса меньше давления насыщения, то в насос попадает свободный газ. Поэтому для повышения точности расчетов необходимо сделать корректировку ха-рактеристик насоса на вязкость откачиваемой среды и наличие свободного газа.
Зависимость напора, подачи и КПД насоса от вязкости откачиваемой жидкости учитывается с помощью коэффициентов. С увеличением вязкости в ступени насоса возрастают сопротивления потоку в проточных каналах ко-леса и направляющего аппарата и потери энергии на вращение дисков колеса в жидкости, трение в пяте рабочего колеса. Все это снижает подачу и напор насоса, КПД насоса и повышает мощность, необходимую для их привода.
При газосодержании на приеме насоса 5–7% и менее влиянием газа на работу насоса можно пренебречь, а пересчет характеристик насоса с воды на эмульсию рекомендуется выполнять по номограммам Ляпкова-Максимова для жидкостей, вязкость которых в пластовых условиях не превышает 0,03–0,05 см2/с.
В качестве вязкостной характеристики продукции нефтяных скважин используется кинематическая кажущаяся вязкость (м2/с)
&#61550;э = &#61549;э/&#61554;вн,   (16)
где &#61549;э – кажущаяся динамическая вязкость эмульсии при соответствующих значениях температуры и скорости сдвига потока, Па*с;
&#61554;вн – средняя плотность скважинной продукции в каналах рабочих орга-нов насоса, кг/м3;
&#61554;вн = &#61554;н&#61538;н + &#61554;в&#61538;в,   (17)
где &#61538;н и &#61538;в – соответственно объемно-расходные доли нефти и воды в составе продукции скважины.
Зависимость напора, КПД и подачи насоса от вязкости жидкости мож-но оценить с помощью коэффициентов
KH,Q = H/Hв = Q/Qв,  (18)

K&#61544; = &#61544;/&#61544;в,   (19)
где Hв, Qв, &#61544;в – напор, подача и КПД насоса при работе на воде в заданном режиме;
H, Q, &#61544; – те же параметры, но при работе насоса на вязкой жидкости.
Коэффициенты KH,Q и K&#61544; зависят от числа Рейнольдса потока в каналах центробежного электронасоса
, (20)
где ns – коэффициент быстроходности ступени насоса;
n1 – частота вращения вала насоса, 1/с;
, (21)
где Qв.опт – подача насоса на воде в оптимальном режиме, м3/с;
Нв.опт – напор насоса на воде в оптимальном режиме, м;
Zн – число ступеней насоса.
По величине Reн по специальным графикам П.Д. Ляпкова находят зна-чения коэффициентов К&#61544; и КH,Q и пересчитывают характеристики насоса с воды на эмульсии. Кроме графического способа определения данных коэф-фициентов, можно воспользоваться и аппроксимирующими формулами:
1. Для ламинарного режима
(22)
2. Для турбулентного режима
(23)

где Qв – подача насоса на воде при соответствующем режиме, м3/с.
Порядок пересчета характеристик центробежного с воды на свойства эмульсии может быть следующий.
1. Вначале определяются доля воды в продукции скважины при стан-дартных условиях, тип эмульсии, а с учетом давления в насосе, температуры и газонасыщенности рассчитывается вязкость эмульсии.
2. Определяется средняя температура газожидкостной смеси в насосе.
3. Задаваясь рядом значений Q/Qв.опт, а затем, определив по действи-тельной водной характеристике Qв.опт, находят в соответствии с ранее вы-бранными значениями (Q/Qв.опт)
Qi = (Q/Qв.опт)Qв.опт
4. Для полученных значений Qi по характеристикам насоса определяет-ся соответствующее ему Нi.
5. Вычисляется значение коэффициента быстроходности. Если число оборотов вала насоса неизвестно, то оно принимается равным 295 1/с.
6. По определенному числу Рейнольдса для оптимального режима (Q/Qв.опт = 1) находим по формулам (22), (23) значение коэффициента КH,Q для ламинарного и турбулентного режима течение смеси в насосе. Затем из двух значений КH,Q выбирается меньшее.
7. Из формул (18) находится величина Q, соответствующая дебиту насоса на водонефтяной эмульсии.
8. По найденному значению Q находят новое значение Рейнольдса, и затем уточненное значение КH,Q. Эти операции по уточнению коэффициента КH,Q осуществляются до тех пор, пока последующее значение КH,Q не будет отличаться от предыдущего более чем на 0,02.
9. По числу Рейнольдса из пункта 8, соответствующего окончательно-му КH,Q и значению Q=Qв.опт по формулам (22), (23) определяют величину ко-эффициента К&#61544; опять для режимов течения, из которых выбирают меньшие.
10. Определяется подача, напор и КПД насоса (18), (19), соответству-ющие режиму Q=Qв.опт.
11. Операции повторяются и для других принятых значений отноше-ний Q/Qв.опт, после чего строится график Q – H, &#61544; – Q, Q – N, где N – потреб-ляемая насосом мощность (кВт) при откачке скважинной продукции в вы-бранном режиме.  
Для расчетов величины потребляемой мощности можно воспользо-ваться формулой
N = 10-3*g*Qв*Hв*&#61554;вн*KH,Q2/(&#61544;в*K&#61544;),  (24)

 Рисунок 9 – Рабочие характеристики насоса ЭЦН5-80-850 в скважине №2072

Рисунок 10 – Рабочие характеристики насоса ЭЦН5-80-850 в скважине №548
Таблица19 – Показатели работы насосов до и после замены


скв. До замены После замены
 
Тип насоса Дебит по жидкости,
м3/сут. Глубина спуска
насоса, м КПД,

Тип насоса Дебит по жидкости,
м3/сут. Глубина спуска
насоса, м КПД,
%
1 2 3 4 5 6 7 8 9
636 FV-80-320 44,00 1600 44,25 ЭЦН5-40-950 45,5 1375 36,30
649 ЭЦН-50-1550 35,04 1650 33,50 ЭЦН5-40-950 37,0 1505 33,50
686 ЭЦН-50-1550 43,50 1600 36,90 ЭЦН5-40-950 47,5 1390 37,00
734 1ЭЦН5-125-1300 130,00 1530 53,60 1ЭЦН5-130-600 136,0 1360 47,00
738б ЭЦН-50-1550 57,10 1650 37,00 ЭЦН5-40-950 60,0 1450 36,90
739 ЭЦН-50-1550 57,10 1700 36,70 ЭЦН5-40-950 60,0 1495 37,00
755 ЭЦН-50-1550 52,00 1660 35,50 ЭЦН5-80-850 55,0 1475 42,40
758 ЭЦН-50-1550 72,90 1620 34,50 ЭЦН5-80-850 74,0 1365 42,80
784 ЭЦН-50-1550 54,00 1580 36,20 ЭЦН5-80-850 60,0 1430 43,00
787 УЭЦН5-50-1300 54,00 1680 36,80 ЭЦН5-80-850 56,0 1530 43,20
827 FV-80-320 41,80 1680 44,70 ЭЦН5-40-950 45,0 1495 36,70
2232 FV-50-325 44,00 1640 36,15 ЭЦН5-40-950 46,0 1475 36,15
2072 ЭЦН5-80-1550 96,50 1540 44,20 ЭЦН5-80-1200 100,0 1395 41,50
4190 ЭЦН5-80-1550 69,10 1530 44,35 ЭЦН5-80-850 72,0 1385 43,00
Продолжение таблицы19
1 2 3 4 5 6 7 8 9
4209 ЭЦН-50-1550 62,30 1620 36,50 ЭЦН5-80-850 64,0 1285 42,80
8260 ЭЦН5-80-1550 102,00 1680 45,80 ЭЦН5-80-850 107,0 1455 44,50
8261 ЭЦН-50-1550 85,00 1680 37,10 ЭЦН5-80-850 90,0 1510 44,10
8265 УЭЦН5-50-1300 54,00 1660 36,70 ЭЦН5-80-850 58,0 1510 43,00
8298 УЭЦН5-50-1300 67,00 1600 36,60 ЭЦН5-80-850 70,0 1465 43,30
2086 УЭЦН5-50-1300 28,40 1520 32,20 ЭЦН5-40-950 31,0 1445 32,20
2130 ЭЦН-50-1550 46,50 1680 37,50 ЭЦН5-40-950 50,0 1515 37,50
2208 ЭЦН5-80-1200 85,50 1610 45,70 2ЭЦН5-130-1200 88,0 1455 34,50
2247 УЭЦН5-50-1300 46,60 1650 37,55 ЭЦН5-40-950 48,0 1505 37,55
548 ЭЦН-50-1550 73,90 1650 37,30 ЭЦН5-80-850 82,0 1450 43,90
577 ЭЦН-50-1550 40,50 1660 35,70 1ЭЦН5-40-1400 40,0 1545 35,10
602 ЭЦН-50-1550 49,00 1710 36,50 1ЭЦН5-40-1400 52,0 1525 36,20
629 УЭЦН5-50-1300 41,50 1680 36,65 ЭЦН5-80-850 44,5 1540 42,70
680 ЭЦН-50-1550 50,70 1680 37,00 ЭЦН5-80-850 58,0 1505 43,70
729 УЭЦН5-50-1300 74,90 1600 37,00 ЭЦН5-80-850 76,0 1415 43,70
4286 УЭЦН5-50-1300 31,40 1650 35,70 ЭЦН5-40-950 35,0 1490 35,90

Как уже говорилось, при газосодержании на приеме насоса до 7% его можно не учитывать. При увеличении свободного газосодержания напорная характеристика и КПД насоса смещаются влево с резким уменьшением КПД. Для исключения вредного влияния газа целесообразнее предусмотреть уста-новку на вале насоса газового сепаратора конструкции П.Д. Ляпкова или в качестве первых 10-15 ступеней установить рабочие ступени от насоса тех же габаритов, но большей производительности.
 По описанной методике осуществим подбор установок ЭЦН для 30 скважин Муравленковского месторождения.
 Результаты подбора приведены в таблице 19 и на рисунках 9 и 10, а также в приложениях 1 – 28.

 2.5 Рекомендации по повышению эффективности эксплуатации
ЭЦН в скважинах Муравленковского месторождения
 Подбор насосов для 30 скважин Муравленковского месторождения по-казал необоснованность подбора типоразмера насосов для скважин.
 Диагностирование условий эксплуатации установок ЭЦН в скважинах Муравленковского месторождения показало, что для увеличения наработки на отказ установок ЭЦН, что возможно при максимально возможном КПД (однако в качестве функции отклика было принято отношение текущего КПД к максимальному КПД насоса по воде для возможности сопоставления, так как насосы имеют различные значения КПД), необходимо осуществлять воз-действие на регулируемые параметры (депрессия на пласт, Qн/Qж и текущий КПД насоса). При замене насоса необходимо учитывать, что установки ЭЦН, имеющие больший КПД будут иметь большую наработку на отказ установ-ки. Также при подборе насосов с отношением Qн/Qж = 0,6-0,9 и Qн/Qж = 0,9-1,1 срок наработки на отказ будет больше. При спуске в скважину насоса большей производительности (что приведет к снижению забойного давления) также позволит увеличить наработку на отказ УЭЦН. Рекомендуется прове-сти замену насосов в 17 скважинах (отмечены "-" в таблице 17).
 Как видно на Муравленковском месторождении можно оптимизиро-вать работу УЭЦН путем продления такого показателя, как наработка на от-каз, что приведет к снижению числа ремонтов у


Размер файла: 399,6 Кбайт
Фаил: Упакованные файлы (.zip)

 Скачать Скачать

 Добавить в корзину Добавить в корзину

        Коментариев: 0


Не можешь найти то что нужно? Мы можем помочь сделать! 

От 350 руб. за реферат, низкие цены. Просто заполни форму и всё.

Спеши, предложение ограничено !




Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВОК ЭЦН В СКВАЖИНАХ НГДУ “МУРАВЛЕНКОВСКНЕФТЬ

Вход в аккаунт:

Войти

Перейти в режим шифрования SSL

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт




Сайт помощи студентам, без посредников!