Заякоревующее устройство Электроцентробежного насоса ЭЦН. Спускается в скважину на колонне НКТ, находясь между обратным клапаном и верхней секцией насоса-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Заякоревующее устройство Электроцентробежного насоса ЭЦН. Спускается в скважину на колонне НКТ, находясь между обратным клапаном и верхней секцией насоса-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
2. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ БОРЬБЫ С
ОСЛОЖНЕНИЯМИ В НЕФТЕДОБЫЧЕ

2.1 Внедренные технологии и техника по снижению количества отказов в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Применение кабельных протекторов
Кабельные протекторы:
а) типа LASALLE JN 13640 в настоящее время спущены на всех высокодебитных скважинах.
б) Кабельные протекторы типа ПП-1Н73, КЗК под НКТ 89, 102, 114мм отечественного производства также нашли широкое применение.
Применение защиты от срыва подачи
Месторождения, эксплуатируемые ТПДН «Заполярнефть» с высоким газовым фактором. Поэтому для наших скважин характерен нестабильный режим работы с прорывами газа, приводящего к снижению плотности жидкости над насосом. Это условие не всегда позволяет защитить установку от срыва подачи существующими СУ.
1. Проведены работы по обнаружению случаев не срабатывания защиты СУ по ЗСП.
2. В настоящее время по ряду скважин Вынгапуровского месторождения установлены устьевые ЭКМ с выводом на телемеханику. Это позволяет оперативно реагировать на изменение рабочих параметров скважины и предотвращает работу установки при срыве подачи.
Применение фильтров типа ЖНШ
На сегодняшний день шесть установок ЭЦН работает с фильтрами типа ЖНШ:
скважина 5193/534 ЭЦН-125-2250, Нсп 2522м, НнО на 25.02.05 – 41 сут. КВЧ в среднем 40 мг/л. До установки фильтра ЖНШ НнО - 13 сут. (нет подачи, первая установка после ГРП, КВЧ – 250мг/л).
скважина 2805/58б ЭЦН-125-2300, Нсп 2520м, НнО на 25.02.05 – 40 сут., КВЧ – 60 мг/л. До установки фильтра ЖНШ НнО – 18 сут. (клин, засорение раб. орг., КВЧ – 400 мг/л).
скважина 1103/59 ЭЦН-80-2100 (первая установка после ГРП 6.01.05г), Нсп 2540м, НнО на 25.02.05 – 35 сут., КВЧ – 30мг/л.
скважина 1868/67б ЭЦН-45-1600, Нсп-1960м, НнО на 25.02.05 -33 сут., КВЧ – 70 мг/л. Скважина из ЧРФ (9 отказов в течение 2004 года, средняя НнО – 20 сут, КВЧ – 300-400 мг/л).
скважина 1133/57 ЭЦН-125-2300, Нсп-2550м, НнО на 25.02.05 - 22 сут, КВЧ – 44 мг/л.
2058/59б ЭЦН-200-2500, Нсп-2610м, НнО на 25.02.05 – 17 сут, КВЧ-37 мг/л.
Использование ЧП
Ежедневно отслеживается, анализируется вывод скважин на режим и работа скважин после ГРП. Применяются частотные преобразователи для плавного вывода скважины на режим.
При проявлениях песка быстро изнашивается рабочие колёса насоса и забивается песком забой скважины.
Технический результат, ведущий к решению поставленной задачи, - это повышение степени отделения песка от жидкости до приема насоса, повышение надежности работы и срока службы электроцентробежного насоса.
Песочный сепаратор решает задачу очистки добываемой жидкости из скважины от песка, повышает надежность работы насоса и обеспечивает добычу нефти в осложненных условиях.
Число секций скважинного песочного сепаратора определяется необходимостью очистки продукции скважины от песка в зависимости от осложненности условий и требований к очистке жидкости от песка.
Многосекционное выполнение сепаратора обеспечивает более тонкую очистку жидкости от песка при меньших габаритах скважинного сепаратора.

3 РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИИ ЗАЯКОРЕВУЮЩЕГО
УСТРОЙСТВА

3.1 Патентная проработка существующих конструкций

Имеется авторское свидетельство СССР № 1099047, кл. Е 21 В 33/12, 1983 на гидромеханический пакер Изобретение относится к области буровой техники. Цель изобретения - повышение надежности контроля герметичности пакера в процессе опрессовки обсадных колонн с противовыбросовым оборудованием. Для этого корпус 1 (рисунок 2.1) выполнен с наружной, а установленный на нем подвижно полый шток 2 с внутренней кольцевыми проточками. Проточки образуют герметичную камеру 14. Корпус 1 имеет выступ с пазами 9, а шток 2 имеет опорные вкладыши 13, входящие в пазы, и взаимодействует в исходном положении с нижним торцом выступа. В результате пакеровки и создания необходимого контактного давления уплотнительного элемента 4, расположенного на штоке 2, на стенку колонны осуществляется сцепление пакера с обсадной колонной. Затем производят натяжку бурильной колонны вверх, фиксируя при этом сцепление пакера с обсадной колонной.
В процессе натяжения колонны бурильных труб корпус 1 перемещается относительно штока 2, удерживаемого за счет сил трения элемента 4 о колонну на величину свободного хода вкладыша 13. В процессе опрессовки усилие от избыточного опрессовочного давления в затрубном пространстве действует на площадь камеры 14. Шток 2 дополнительно удерживается от перемещения.
Изобретение относится к области буровой техники, в частности к уст-ройствам для опрессовки обсадных колонн скважины с противовыбросовым оборудованием. Цель изобретения - повышение на-дежности контроля герметичности пакера в процессе опрессовки обсадных колонн с противовыбросовым оборудованием.
Нижняя опора 5 крепится к полому штоку 2 с помощью цилиндрической резьбы. Ступенчатые цилиндрические проточки на внутренней и цилиндрические уступы на наружной поверхностях полого штока 2 соответственно образуют с корпусом 1 герметичную дифференциальную камеру 14, ас подвижным цилиндром 3 - гидравлическую камеру 15. Вкладыши 13 крепятся от выпадения из окон 12 с помощью кольца 16, которые удерживаются от продольного осевого смещения вверх стопорными винтами 17, при этом вкладыши 13 входят в пазы 9 корпуса 1. Цилиндрические поверхности, образующие камеры 14 и 15, уплотняются эластомерными кольцами 18 - 21, Шток 2 установлен с возможностью взаимодействия в исходном положении с нижним торцом выступа корпуса. Процесс опрессовки с использованием пакера предлагаемой конструкции осуществляют следующим образом.
Пакер соединяют, закрепляют резьбой 8 с бурильными трубами и спускают в скважину. Шток 2 при этом находится в верхнем крайнем положении относительно корпуса 1, при котором радиальные отверстия 10 и 11 совпадают. За 200-250 м до места установки пакера осуществляют забрасывание в колонну бурильных труб шарового клапана 6. В процессе спуска пакера происходит заполнение промывочной жидкостью из скважины внутренней полости бурильных труб через полость штока 2, отверстие в седле 7 клапана и внутреннюю полость корпуса 1. Гидравлическая камера 15 через радиальные отверстия 10 и 11 также заполняется промывочной жидкостью из скважины.
При спуске усилие столба промывочной жидкости скважины на кольцевую площадь камеры 14 возрастает и дополнительно с силами трения покоя 35 в уплотнениях 18 и 19 удерживает полый шток 2 со смонтированными на нем деталями 3,4,5,13,16 и 17 в верхнем исходном положении, когда радиальные отверстия 10 корпуса 1 сообщаются с радиальными отверстиями 11 полого штока 2 и гидравлической камерой 15. Усилие на дифференциальную площадь полого штока 2, действующее снизу вверх, создается в скважине постоянно за счет перепада между давлением воздуха в камере 14 и давлением столба промывочной жидкости скважины. Давление воздуха в камере 14 в положении, указанном на рисунке 2.5, практически всегда больше атмосферного за счет сжатия воздуха при сборке корпуса 1 со штоком 2 на поверхности.
Изменение величины давления воздуха зависит от конструктивного заложения величины свободного хода полого штока 2 относительно корпуса 1 и величины объема камеры 14, когда полый шток находится в крайнем верхнем положении относительно корпуса 1 (рисунок 2.1). Величину кольцевой площади камеры 14 подбирают так, что усилие от давления на нее столба промывочной жидкости в. скважине величиной 2,0-2,5 МПа всегда в 1,5 раза больше суммы сил тяжести штока 2 с установ-ленными на нем деталями 3,4,5,13,16 и 17 и сил трения покоя в уплотнени-ях 18 и 19 при атмосферном давлении.
После спуска пакера до необходимой глубины и посадки клапана 6 в седло 7 производят закачку промывочной жидкости в колонну бурильных труб с поверхности, создавая в ней опрессовочное давление с целью опрессовки пакера и бурильной колонны. При этом давление через радиальные отверстия 10 и 11 передается в гидравлическую камеру 15 и перемещает вниз подвижный цилиндр 3, который сжимает уплотнительный элемент 4, осуществляя пакеровку обсадной колонны. В результате пакеровки и создания необходимого контактного давления уплотнительного элемента 4 на стенку колонны осуществляется сцепление пакера с обсадной колонной. Затем производят натяжку бурильной колонны вверх усилием в 2-3 т, фиксируя при этом сцепление пакера со стенкой обсадной колонны. В процессе натяжения колонны бурильных труб происходит перемещение корпуса 1 относительно штока 2, удерживаемого за счет сил трения уплотнительного элемента 4 о колонну, на величину свободного хода вкладышей 13.
После пакеровки перемещению полого штока 2 вверх за перемещаемым вверх корпусом 1 препятствуют силы трения деформированного резинового уплотнительного элемента 4 о колонну обсадных труб, которые практически для обсадных колонн диаметром 190-324 мм достигают величины 5-15 тс и всегда превосходят силы, действующие на площадь камеры 14 снизу вверх за счет перепада давления между давлением столба бурового раствора в скважине и давлением воздуха в камере. В процессе опрессовки усилие от избыточного опрессовочного давления в затрубном пространстве, действуя на кольцевую загерметизированную площадь между внутренним диаметром обсадной колонны (не показан) и наружным диаметром полого штока 2 дополнительно удерживает его от перемещения вверх, а так как это усилие всегда значительно больше, чем усилие, действующее снизу вверх на дифференциальную площадь полого штока 2 от гидростатического столба бурового раствора в скважине, то в данном случае последнее практически не влияет на процесс опрессовки. В случае негерметичности соединения уплотнительного элемента 4 со штоком 2 или стенкой обсадной колонны происходит утечка жидкости под пакер и поступление ее через клапан 6 в колонну бурильных труб и устьевую головку, что свидетельствует о негерметичности соединения пакера. Свободный переток жидкости из-под пакера в колонну бурильных труб исключает возможность создания, в случае поршневания и негерметичности уплотнителя, избыточного давления в открытом стволе скважины и гидроразрыва пластов.
После стравливания избыточного опрессовочного давления из затрубного пространства и перемещения бурильных труб с корпусом 1 вниз происходит совмещение радиальных каналов 10 и 11 и стравливание избыточного давления из гидравлической камеры 15. При этом напряжения в деформированном резиновом уплотнительном элементе снижаются, резко снижаются силы трения между резиновым элементом 4 и обсадной колонной, а силы, действующие снизу вверх на дифференциальную площадь, удерживают полый шток 2 с установленными на нем деталями относительно корпуса 1 в исходном положении и пакер готов для работы в этой же скважине, например, для отыскания места негерметичности.
Перед подъемом пакера на поверхность происходит вымыв клапана 6 на поверхность обратной промывкой или в процессе промывки улавливают его глубинной ловушкой.
Основным отличием моего устройства от данного - относительная простота конструкции и универсальность применения.
Для извлечения насоса из скважины достаточно его выключить, при этом ствол заякоревующего устройства вновь переместится в исходное положение.

3.2 Устройство и принцип действия заякоревующего устройства

Руководителем моего дипломного проекта была предложена принципиальная схема нового гидравлического устройства, на основе которой я спроектировал заякоревующее устройство. Использование этого устройства позволит уменьшить вибрационные нагрузки, испытываемые насосом, а также исключить возможность слома в месте соединения насоса с обратным клапаном, что приведёт к увеличению времени работы насоса.
Конструкция устройства представлена на рисунке 3.3.
Принцип работы устройства следующий:
Устройство спускается в скважину на колонне НКТ, находясь между обратным клапаном и верхней секцией насоса. При достижении необходимой глубины погружения насоса внутри заякоревующего устройства необходимо создать гидравлическое давление (рабочее давление 12,4 МПа). При этом поршень находится в основании рабочего цилиндра. При создании давления поршень 1 давит на резиновую манжету 2, которая сжимается до соприкосновения и сцепления с обсадной трубой. При этом внутренняя полость ствола заякоревующего устройства и рабочая полость цилиндра сообщаются и поршень остается зафиксированным в этом положении под действием давления жидкости. Данная конструкция устройства не позволяет передавать крутящий момент, вызванный скручиванием колонны НКТ при спуске. Основным отличием данного устройства от имеющихся аналогов является относительная простота конструкции и возможность применения как в данной компоновке, так и при проведении других работ.
Для извлечения насоса из скважины достаточно его выключить при этом ствол заякоревующего устройства вновь переместится в исходное положение.
Надежное уплотнение может быть создано при разности диаметров уплотнения устройства до его деформации и обсадной колонной до 15—20 мм[ 6 ].
Данное устройство имеет длину 416 мм и наружный диаметр 115 мм, что позволяет использовать его в обсадной колонне 146 мм.

4 РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИИ ПЕСКОВОГО СЕПАРАТОРА

4.1 Литературный обзор и патентная проработка существующих
конструкций песковых сепараторов

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к нефтепромысловому оборудованию, и может быть использовано при добыче нефти из скважин с проявлениями песка.
При проявлениях песка быстро изнашивается рабочие колёса насоса и забивается песком забой скважины.
Известен скважинный газопесочный сепаратор (авт. св. N 1073436, кл. Е 21 В 43/38, опубл. 15.02.84 г. ). Основными элементами сепаратора являются ленточно-телескопическая пружина с заданными щелями между витками (фильтрующий элемент) и трубка внутри этой пружины. Жидкость, содержащая песок, поступает через щели пружины и направляется вниз и по трубке внутри пружины поступает на прием насоса. Песок задерживается фильтрующим элементом, а при движении жидкости вниз происходит оседание части песка в жидкости. Недостатками этого сепаратора являются возможность засорения фильтрующего элемента и меньшее сечение трубки для подъема жидкости по сравнению с сечением для движения жидкости вниз. Из-за этого потоком жидкости вверх увлекается мелкозернистый песок и снижается эффективность сепаратора.
Наиболее близким к предлагаемому скважинному сепаратору является устройство для отделения песка из нефти в скважине (авт. св. N 1059146, кл. Е 21 В 43/38, опубл. 07.12.83 г.), состоящее из секций, работающих параллельно, которые размещены друг над другом, соединены переводниками и трубой для подъема жидкости. Каждая секция имеет входной канал, часть подъемной трубы, патрубок с заглушенным концом и ловильные камеры для накопления песка. Промежуточный переводник имеет сквозной продольный канал, а нижний переводник - глухой. В каждой секции часть подъемной трубы имеет калиброванные отверстия. Недостатком такого сепаратора является ненадежность работы секций. При параллельной работе секций небольшое засорение калиброванных отверстий в какой-либо секции приводит к отключению этой секции от работы, что приводит к перегрузке других секций и снижению качества очистки жидкости от песка.
Таким образом, повышение эффективности работы скважинного песочного сепаратора является актуальной задачей.
Технический результат, ведущий к решению поставленной задачи, - это повышение степени отделения песка от жидкости до приема насоса, повышение надежности работы и срока службы скважинного насоса.
Указанный технический результат достигается тем, что в известном скважинном песочном сепараторе, включающем корпус, переводники, канал для подачи жидкости в сепаратор, связанный с трубкой, и ловильные камеры, согласно изобретению переводники выполнены с поперечными и продольными каналами, причем у нижнего двустороннего переводника поперечные каналы сообщаются с межтрубным пространством между обсадной колонной скважины и корпусом песочного сепаратора, а поперечные каналы промежуточных сложных переводников сообщаются с продольными каналами нижерасположенного переводника, при этом в ловильной камере каждой секции сепаратора канал для восходящего потока имеет сечение больше, чем сечение трубки для нисходящего потока.
Конструкция нижнего двустороннего переводника обеспечивает забор скважинной жидкости из межтрубного пространства между обсадной колонной скважины и корпусом песочного сепаратора и после первой нижней секции песочного сепаратора подачу жидкости во вторую вьшерасположенную секцию сепаратора.
Конструкция промежуточного сложного переводника обеспечивает последовательное прохождение скважинной жидкости из нижерасположенной в вышерасположенную секцию сепаратора.
В нижней секции сепаратора канал для восходящего потока жидкости имеет сечение в три раза больше, чем канал нисходящего потока, а в вышестоящих секциях соотношение сечений каналов восходящего и нисходящего потоков равно 2: 1. Большее сечение канала восходящего потока обеспечивает более благоприятные условия для осаждения песка в каждой секции сепаратора.
Таким образом организуется последовательная работа секций песочного сепаратора и обеспечивается высокая степень очистки жидкости от песка.
Выполнение скважинного песочного сепаратора многосекционным с подключением секций в работу последовательно обеспечивает удаление песка из продукции скважины до высокой степени. Размещение секций друг над другом отвечает условиям малого диаметра скважины.
Предлагаемое изобретение решает задачу очистки добываемой жидкости из скважины от песка, повышает надежность работы глубинного скважинного насоса и обеспечивает добычу нефти в осложненных условиях.
На рисунке 4.1 приведена схема скважинного песочного сепаратора, которая включает приемный патрубок 1 насоса, корпус песочного сепаратора 2, сложный переводник 3, двусторонний переводник 4, трубки 5, 6, корпус ловильной камеры 7, ловильные камеры 8, 9, поперечные каналы 10, 11, продольные каналы 12, 13.
Скважинный песочный сепаратор работает следующим образом.
Скважинный песочный сепаратор в собранном виде спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах и подсоединяется к приемному патрубку 1 насоса.
При включении в работу электроцетробежного насоса жидкость с содержанием песка начинает поступать в ловильную камеру 9 нижней секции песочного сепаратора через поперечные каналы 11 в двустороннем переводнике 4 и трубку 6. В ловильной камере 9 скорость движения жидкости с песком резко падает, и жидкость с небольшой скоростью поднимается по межтрубному пространству между корпусом песочного сепаратора и трубкой 6. При этом из жидкости песок отделяется и за счет резкого изменения направления движения жидкости после выхода из трубки 6 на 180o и падения скорости потока жидкости. Скорость потока жидкости падает, так как сечение межтрубного пространства в три раза больше, чем сечение трубки 6. Отделившийся песок накапливается в ловильной камере 9. Жидкость из ловильной камеры 9 через продольные каналы 13 в двустороннем переводнике 4 поступает в следующую верхнюю секцию сепаратора. В верхней секции сепаратора жидкость чеpeз поперечные каналы 10 в сложном переводнике 3 и по трубке 5 поступает в ловильную камеру 8, где происходит осаждение песка, оставшегося в жидкости после нижней секции сепаратора. В ловильной камере 8 жидкость, изменив направление движения на 180o, с уменьшенной скоростью поднимается по межтрубному пространству между корпусом ловильной камеры 7 и трубкой 5 и далее по продольным каналам 12 переходит в следующую секцию песочного сепаратора, а при двухсекционном сепараторе поступает на прием погружного электроцентробежного насоса.
Число секций скважинного песочного сепаратора определяется необходимостью очистки продукции скважины от песка в зависимости от осложненности условий и требований к очистке жидкости от песка.
Предлагаемый скважинный песочный сепаратор относится к обращенному типу сепаратора, это означает, что скорость восходящего потока в ловильной камере в несколько раз меньше, чем скорость нисходящего потока жидкости. Это условие обеспечивает условия осаждения песка в ловильных камерах.
Многосекционное выполнение сепаратора обеспечивает более тонкую очистку жидкости от песка при меньших габаритах скважинного сепаратора.
Размещение секций сепаратора друг над другом позволяет реализовать высокую степень очистки жидкости от песка в стесненных условиях скважины.