Модернизация установки скважинного электроцентробежного насоса. Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

В курсовом проекте рассматривается модернизация установки скважинного электроцентробежного насоса. Предлагается установка дополнительного оборудования (забойного фильтра или центробежного сепаратора) для предотвращения засорения насоса абразивами (пропант после гидравлического разрыва пласта и песок) которые негативно влияют на наработки установок погружных электроцентробежных насосов. Дает возможность производить очистку забоя скважины от механических примесей и позволяет защитить насос от износа, засорения твердыми частицами.
Разработанные в проекте устройства направлены на решение указанных задач.
Пояснительная записка включает в себя 3 раздела: техническую часть, экономическую часть и раздел безопасности и экологичности проекта. В техническую часть входят: обзор оборудования для добычи нефти, назначение, описание конструкции ЭЦН, патентная проработка, а также все необходимые расчеты для обеспечения работоспособности установки.
Ключевые слова: электроцентробежный насос, забойный фильтр, центробежный сепаратор, пропант.
Дипломный проект состоит из: графического материала общим объемом в количестве 11 листов формата А1, и пояснительной записки объемом 128 машинописных листов, включающую 5 рисунков, 8 таблиц, также библиографический список, включающий 9 источников.

5 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ОТДЕЛЕНИЯ
ПЕСКА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН
5.1 Оценка пескообразующих скважин оборудованных УЭЦН

Процесс пескообразования при эксплуатации нефтяных скважин вы-зывается рядом причин, например, наличием слабосцементированных по¬род-коллекторов, слабой устойчивостью коллекторских пород фильтрационному размыву, что обуславливает разрушение скелета пласта и поступ¬ление частиц песка и глинистых пород на забой скважины.
Пескообразование приводит к значительным осложнениям в ходе эксплуатации добывающих скважин: частично или полностью перекрыва¬ется фильтр скважины и снижается ее производительность, выносимые частицы песка способны вызвать заклинивание рабочего колеса в корпусе ЭЦН, прихват подъ-емных труб, деформацию колонн и другие последствия, требующие продолжительной и трудоемкой работы бригад текущего и капитального ре-монтов. При этом уменьшается межремонтный период работы скважины, увеличивается себестоимость добываемой нефти и ее недобор, связанный с ремонтными работами. Следствием выноса песка является и отложение песка в наземном оборудовании, трубопроводах.
В настоящее время более 120 нефтяных скважин эксплуатирующихся электроцентробежными насосами (более 60 % фонда УЭЦН) Приразломного месторождения эксплуатиру¬ются с повышенным содержанием мехпримесей в добываемой продукции, количество которых колеблется в широком диапазоне от 0.028 до 40 г/л.
После проведенного анализа динамики выноса мехпримесей из выделенных в отдельную выборку 36 добывающих скважин, на которых проведен гидроразръгв пла¬ста и имеющихся сопоставимых с датой гидроразрыва сведений о количестве выносимых из пласта мехпримесей, видно, что в результате ГРП на 26 скважинах (72.2 %) наблюдалось увеличение КВЧ, на остальных 10 скважинах (27.8 %) данного явления не отмечено. В результате проведе¬ния ГРП наблюдался один (на 15 скважинах – 57.7 %) , либо два (на 11 скважинах – 42.3 %) максимума в изменении количества выносимых мехпримесей. Причем на большинстве - 16 скважинах (61.5 %) максимальный вынос мехпримесей наблюдался через 1 месяц после воздействия на пласт, на 6 скважинах (23.1 %) этот период составил 2-3 месяца, на остальных объектах - 4-6 месяцев.
На вынос механических примесей существенно влияет нестационар¬ность параметров эксплуатации скважин:
изменение притока жидкости из пласта в скважину и, как следствие , изменение в ее дебите ;
простои в ра¬боте скважины, вызванные кратковременным отключением электроэнер¬гии;
проведением ПРС и другими причинами.
Зачастую вынос мехприме¬сей связан и с неудовлетворительной подготовкой скважины к освоению после проведения капитального ремонта.
Полученные результаты указывают на имеющуюся взаимосвязь ко¬личества выносимых из скважины мехпримесей с ее дебитом : увеличение дебита, как правило, приводит и к росту содержания мехпримесей в выно¬симой скважинной продукции. Так как данное явление свойственно не только скважинам на которых проведен ГРП, так и тем, где гидроразрыв не проводился, то это указывает на то, что вынос песка в большей степени связан с геологическим строением продуктивных пластов, сложенных сла-босцементированными коллекторами. Следует отметить, что из скважин, где проведен гидроразрыв, в среднем выносится в несколько раз больше взвешенных частиц, чем из тех, на которых гидроразрыв не проводился, ибо под воздействием гидроразрыва нарушается устойчивость пород-коллекторов, что приводит к росту содержания мехпримесей в добывае¬мой скважинной продукции.
Запуск и вывод скважин на режим после простоя также сопровожда¬ется кратковременным увеличением содержания мехпримесей в добывае¬мой скважинной продукции, что связано с увеличением де¬прессии на пласт. Исходя из этого, что увеличение содержания мехпримесей в добываемой продукции свыше 0,05 % приводит к эрозионному износу металлической поверхности нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, для добывающих скважин Приразломного месторождения желательно ограничить вынос мехпримесей уровнем 400-450 мг/л.
Таким образом, к основным причинам повышенного выноса мех¬примесей из пластов Приразломного месторождения следует отнести:
процесс первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта, степень его загрязнения фильтратом бурового раствора, качество цементного камня за колонной, способ перфорации;
наличие слабосцементированных пород-коллекторов неустойчивых к фильтрационному размыву;
обводнение продукции скважин. Взаимодействие цемента, скрепляющего частицы песка пароды с водой ведет к существенному снижению его прочности;
высокая депрессия на пласт, при которой происходит разрушение породы слагающей продуктивный пласт;
значительный масштаб работ по гидроразрывам нефтяных пластов, нарушающих целостность породы;
применение растворов ПАВ для повышения отмывающей способности жидкости способствует снижению прочности пород и, как следствие, пескопроявлению;
нестабильные режимы эксплуатации добывающих скважин;
высокие скорости потока при эксплуатации скважин с УЭЦН.
Анализа динамики содержания мехпримесей показывает, что ни на одной скважине нет стабильно высокого или стабильно низкого выноса мехпримесей.
Очень высокие значения мехпримесей >1000 мг/л характерны для процесса пуска скважины после текущего или капитального ремонта, что свидетельствует только о том, что забой скважины плохо очищен или эта «грязь» привнесенная. В 2008 году по актам ПДК выявлено 25 таких отказов УЭЦН.
Кратковременное повышение содержания мехпримесей может наблюдаться в любой скважине и носит случайный характер. Однако такой кратковременный всплеск концентрации механических примесей, как правило, негативно влияет на работу УЭЦН, сокращая наработку на отказ.
Общим во всех случаях является то, что высокое содержание мехпримесей отмечается для:
периода запуска УЭЦН и вывода на режим;
любых, даже кратковременных остановках, например при отключеньях электроэнергии;
скважин с нестабильным режимом эксплуатации, в основном это скважины с низкими динамическими уровнями >1000 метров и с низкой обводненностью продукции. На этих скважинах нестабильный приток из пласта объясняется разгазированием нефти в скважине, вследствие чего меняется режим откачки продукции. При изменениях динамических уровней и соответственно забойных давлений в работу включаются низкопродуктивные пропластки, ранее простаивающие.
5.2 Патентная проработка и выбор оборудования

Для очистки забоя газоводонефтяной скважины во время эксплуатации, предлагаю использовать изобретение к патенту Российской Федерации, действующего с 21.01.2002г. Задачей изобретения является повышение эффективности работы скважины при эксплуатации электроцентробежными насосами. Сущность изобретения: способ включает спуск фильтра на трубах в заданный интервал скважины, размещение на них манжеты и удаление механических примесей. Предварительно на забое скважины размещают шламоуловитель. Закрепляют его посадочной муфтой, которой герметизируют пространство между обсадной колонной и шламоуловителем. Затем спускают фильтр на хвостовых трубах с манжетой в верхней их части. Его располагают ниже интервала перфорации. После этого производят спуск электроцентробежного насоса на колонне насосно-компрессорных труб. Удаление механических примесей осуществляют путём поднятия электроцентробежного насоса, а затем шламоуловителя на поверхность. Устройство включает шламоуловитель, манжету и подъёмное средство. Шламоуловитель закреплён посадочной муфтой в обсадной колонне. Она герметизирует пространство между обсадной колонной и шламоуловителем. Манжета размещена в верхней части хвостовых труб с фильтром, гидравлически связанных с электроцентробежным насосом. В качестве подъёмного средства используется ловильный инструмент.
Размещение фильтра ниже интервала перфорации обуславливается следующим. Поток пластовой жидкости из зоны перфорации сначала направлен вниз, а затем резко меняет направление движения, что даёт возможность осесть механическим примесям из потока скважинного флюида в шламоуловитель.
На рисунке 2.1 представлено предлагаемое устройство для очистки забоя скважины во время эксплуатации, где 1 – забой; 2- шламоуловитель; 3- обсадная колонна; 4- посадочная муфта; 5- фильтр; 6- хвостовые трубы; 7- манжета (пакер); 8- электроцентробежный насос; 9- колонна насосно-компрессорных труб.
Устройство работает следующим способом.
В скважину на забой спустили шламоуловитель, устанавливаемый в обсадной колонне на посадочную муфту. Затем ниже интервала перфорации спустили фильтр на хвостовых трубах, оборудованных в верхней части манжетой. Затем поизвели спуск ЭЦН на колонне насосно-компрессорных труб. По мере эксплуатации ЭЦН происходит осаждение механических примесей из потока скважинного флюида в шламоуловителе. После его заполнения ЭЦН подняли на поверхность, затем с помощью ловиьного инструмента извлекли шламоуловитель. На поверхности его освободили от накопившегося осадка и произвели обратный спуск.
Предлагаемая группа изобретений позволяет предотвратить осаждение механических примесей на забой и, соответственно, заполнения зумпфа скважины, перекрытие зоны перфорации, а также обеспечивает непрерывный приток флюида из продуктивного пласта и сокращение времени простоя скважины на капитальном ремонте.
На хвостовых трубах устанавливаем Пакер ПН-ЯГМ-112-210, длиной 1655мм., для эксплуатационной колонны 146 мм., массой 46 кг., рабочее давление 21 МПа, диаметр проходного отверстия 62 мм., наружный диаметр пакера 112 мм. Пакер устанавливаем в верхней части трубы (фильтра).
Диаметр шламоуловителя 130 мм, длина выбирается в зависимости от количества выносимых частиц 12000 мм. Высота фильтра 3200 мм.
Фильтр представляет собой трубу диаметром 73 мм с отверстиями, которые делают на расстоянии 3 м от низа трубы. Длина трубы 25 м.
На неё устанавливается проволочная сетка из нержавеющей стали. Межвитковый зазор 0,5….3,5 мм. (Зазор можно подбирать в зависимости от диаметра механических примесей). Применять фильтр можно с гравийной набивкой и без неё.
Предлагаемая группа изобретений позволяет предотвратить осаждение механических примесей на забой и, соответственно, заполнение зумпфа скважины, перекрытие зоны перфорации, а также обеспечивает непрерывный приток флюида из продуктивного пласта и сокращение времени простоя скважины на капитальном ремонте.
Для удаления механических примесей можно использовать изобретение к патенту Российской Федерации, дата начала срока действия 2004.09.08. Сущность изобретения: установка содержит спущенный в скважину насос с погружным электродвигателем, центробежный сепаратор твердых частиц и отстойник. Центробежный сепаратор твердых частиц расположен ниже погружного электродвигателя с возможностью передачи крутящего момента с вала погружного электродвигателя на вал центробежного сепаратора твердых частиц. При этом ротор центробежного сепаратора окружён неподвижной винтовой решеткой. Ход нарезки лопаток этой решетки противоположен направлению вращения ротора центробежного сепаратора твердых частиц.
На рисунке 2.2 представлена схема погружной насосной установки для
добычи нефти, где 1- насос; 2- электродвигатель; 3- центробежный сепаратор твердых частиц; 4- отстойник; 5- скважина; 6- ротор; 7- неподвижная винтовая решётка; 8- вал; 9- магнитная муфта; 10- труба; 11- интервал перфорации; 12- продуктивный пласт; 13- зумпф; 14- входная линия; 15- выходная линия; 16- канал отвода части потока жидкости с повышенной концентрацией твердых частиц; 17- кабель; 18- насосно-компрессорные трубы.
В одном из вариантов выполнения установки погружной электродвигатель имеет кожух, гидравлически связанный в верхней части с приемом насоса, а в нижней части – с выходом очищенной жидкости из центробежного сепаратора твёрдых частиц.
В других вариантах установки вал погружного электродвигателя и вал ротора центробежного сепаратора твёрдых частиц соединены посредством герметичной муфты, внутри отстойника размещена труба, верхний конец которой расположен ниже центробежного сепаратора твердых частиц, а нижний конец сообщён с полостью скважины, нижний конец трубы расположен глубже интервала перфорации скважины. Ниже отстойника может быть расположен сообщённый с полостью скважины контейнер с брикетами, содержащими ингибиторы солеотложений.(см. патент)
Указанные выше отличительные признаки изобретения позволяют эффективно защитить насос от износа и засорения твёрдыми частицами, поступающими из пласта, а также избежать солеотложений.
Как показывает нефтепромысловая практика, засорение насосов абразивами (пропант после гидравлического разрыва пласта и песок) негативно влияет на наработки установок погружных электроцентробежных насосов. Крупнодисперсные фракции засоряют любые насосы, что не позволяет износостойким (более дорогим) конструкциям показать ощутимые преимущества перед традиционными насосами с рабочими органами из серого чугуна.
С практической точки зрения важно защитить насос именно от резких пиков уровня взвешенных частиц абразивов, что и обеспечивается с помощью предлагаемого технического решения. При этом энергопотребление вырастет незначительно – (не более 3-5%), а наработка на отказ будет выше в несколько раз, причём не потребуется дорогостоящих мероприятий по укреплению подвески, да и сама глубина подвески насоса не претерпит изменений.
Погружная насосная установка для добычи нефти содержит насос с погружным электродвигателем, центробежный сепаратор твёрдых частиц и отстойник, спущенные в скважину. Центробежный сепаратор твёрдых частиц расположен ниже погружного электродвигателя.
Вал погружного электродвигателя и вал ротора центробежного сепаратора твёрдых частиц могут быть соединены посредством герметичной (магнитной муфты). Внутри отстойника размещена труба, верхний конец которой расположен ниже центробежного сепаратора твердых частиц, а нижний конец сообщен с полостью скважины. Нижний конец трубы может быть расположен глубже интервала перфорации, т.е. в зумпфе скважины.