|
Эффективность эксплуатации установок ЭЦН в скважинах
|
|
| engineerklub | Дата: Среда, 14.03.2018, 11:19 | Сообщение # 1 |
 Генералиссимус
Группа: Администраторы
Сообщений: 33460
Статус: Offline
| РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВОК ЭЦН В СКВАЖИНАХ НГДУ МУРАВЛЕНКОВСКНЕФТЬ
Тип работы: Работа Курсовая
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ИНиГ
Описание:
Курсовой 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.
Комментарии: 2 Технологическая часть
2.1 Литературный обзор работ по изучению особенностей эксплуата-ции ЭЦН в скважинах со сложными геолого-физическими условиями
А.Н. Асылгареев Влияние газа на работу погружного центробежного электронасоса. Нефтяное хозяйство, 1973. – № 4. – С. 46-48.
В большинстве скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами (ЭЦН), откачиваются многокомпонентные смеси, содержа-щие пластовую жидкость и свободный газ. Влияние последнего на работу ЭЦН и его ступеней изучалось многими исследователями.
В связи с разноречивостью мнений по указанному вопросу различен и подход к выбору величины погружения ЭЦН под динамический уровень.
Поэтому для правильного выбора глубины погружения насоса весьма важно знать характер влияния свободного газа в откачиваемой из скважин жидкости на работу ЭЦН и в широком диапазоне изменения газосодержа-ния.
Рассмотрим некоторые причины, объясняющие противоречивость вы-водов о влиянии свободного газа в малой концентрации на работу ЭЦН, учитывая при этом, что исследования и обработка результатов проводились с использованием одной и той же методики.
При интерпретации данных экспериментов оценка газосодержания проводилась по результатам разгазирования глубинных проб нефти. Однако такая оценка не всегда может оказаться объективной, поскольку при этом не учитываютяс существование пересыщенных зон и процессы сепарации газа у приема насоса. Размеры пересыщенных зон и коэффициента сепарации даже в одной и той же скважине зависят не только от давления, но и в значитель-ной степени от производительности.
Следовательно, из-за отсутствия достаточно точных методов определе-ния газосодержания смеси, поступающей в первую рабочую ступень насоса, данные оценки влияния газа на рабочие параметры ЭЦН могут быть не вполне достоверными. В связи с этим потребовалась разработка такой мето-дики исследования, которая исключала бы определение газосодержания или в случае необходимости в его определении не влияла бы на результаты ис-следований. Эти условия могут быть соблюдены при сравнительной оценке работы отдельных ступеней в многосекционном насосе. При откачке им га-зожидкостной смеси свойства последней будут меняться от ступени к ступени в результате растворения и сжатия газовой фазы в нефти. Следовательно, при создании на приеме ЭЦН давления меньшего, а на выкиде большего, чем давление насыщения нефти газом, ступени будут работать при непре-рывно меняющемся газосодержании смеси: от некоторой величины, соответ-ствующей давлению на его приеме, до нулевого значения.
Построение кривой распределения давления по ступеням насоса при движении газожидкостной смеси позволило бы проанализировать работу ступеней при различном газосодержании на их приеме и при одной и той же производительности. Естественно, такие исследования непосредственно в нефтяной скважине практически трудно осуществимы. Подобные исследова-ния с учетом указанных требований можно провести, если ЭЦН вынести на дневную поверхность, но с максимально возможным приближением его ра-боты к реальным условиям.
СКАЧАТЬ МОЖНО ЗДЕСЬ
|
| |
| |
| engineerklub | Дата: Среда, 14.03.2018, 11:20 | Сообщение # 2 |
|
Генералиссимус
Группа: Администраторы
Сообщений: 33460
Статус: Offline
| При откачке газожидкостной смеси рабочие характеристики отличают-ся друг от друга вследствие изменения физических свойств смеси по мере движения ее через ступени насоса. Наименьшее давление развивают первые рабочие ступени насоса. С увеличением порядкового номера ступени повы-шается развиваемое ею давление, то есть незначительное количество свобод-ного газа, содержащегося в смеси при давлении выше 5 МПа не оказывает существенного влияния на работу ступеней.
А.А. Богданов, В.Р. Розанцев, А.Ю. Холодняк Коэффициент полезного действия погружного центробежного насоса при откачке нефти и нефтеводо-газовых смесей. Нефтяное хозяйство, 1978. – № 6. – С. 5-8.
Критерием оптимизации подбора погружных центробежных насосов к свкажинам является минимум затрат при обеспечении заданного дебита скважины. Весомой частью этого критерия являются энергозатраты, завися-щие, в свою очередь, от режима работы насоса, характеризуемого коэффи-циентом полезного действия (КПД).
Автоматизация процесса подбора с помощью ЭВМ требует знания ко-личественных связей между характеристиками жидкости и КПД и представ-ления их в аналитической форме.
При перекачке водонефтяных эмульсий, неньютоновских жидкостей, обладающих структурными свойствами, влияние вязкости может быть учте-но введением значения структурной вязкости эмульсии, представляющей со-бой эквивалент вязкости ньютоновской жидкости, дающей равный эффект снижения энергетических параметров насоса.
Перекачка продукции скважины с давлением ниже давления насыщения приводит к необходимости исследования процесса движения в насосе двух-фазной смеси.
Если КПД насоса при движении водонефтяной смеси зависит только от подачи насоса, а оптимальный КПД равен его максимальному значению, то КПД при откачке газожидкостной смеси зависит также от загазованности, определяемой давлением жидкости на входе в насос; оптимальное значение КПД при откачке ГЖС равно максимальному при максимально допустимом значении загазованности.
Таким образом, оптимальным условием работы насоса при откачке ГЖС из скважины является работа его в оптимальном режиме при мини-мально допустимой подвеске в скважине.
Нужный дебит жидкости обеспечевается при этом соответствующим подбором типоразмера насоса, таким, чтобы сумма подачи жидкой и газовой фаз в условиях входа в насос была близка к номинальной подаче насоса.
На практике обычно трудно в точности выполнить указанное условие. Как правило, приходится решать задачу сравнения и выбора одного из двух-трех типоразмеров насоса.
Сжатие газовой фазы от ступени к ступени приводит к изменению вяз-кости и уменьшению расхода смеси по длине насоса, то есть к смещению ре-жима работы ступени по основной характеристике влево. При этом, если первая ступень работает вправо от оптимума, то КПД может повышаться и затем падать, а если слева от оптимума, он может только понижаться.
Из сказанного следует, что перекачка газожидкостной смеси диктует необходимость изменения конструкции насоса: каждая ступень такого насоса должна быть рассчитана на различный режим подачи.
На практике может дать эффект более простая схема – комбинация насоса из двух типоразмеров ступеней с установкой на входе насоса ступеней большей подачи.
О.В. Быков, В.Д. Нагула, О.Ф. Балбер Результаты промысловых ис-пытаний газосепараторов конструкции ОКБ БН в НГДУ "Полазнанефть". Нефтяное хозяйство, 1974. – № 8. – С. 17-19.
В 1970-1971 годах в НГДУ "Полазнанефть" были проведены промыс-ловые испытания газосепараторов конструкции ОКБ по бесштанговым насо-сам, предназначенных для установок погружных электроцентробежных насосов производительностью до 130 м3/сут. в скважинах с внутренним диа-метром обсадной колонны не менее 130 мм.
Испытания проводились в скважинах эксплуатирующих Яснополян-ский надгоризонт. Выбор района испытаний обусловлен следующим.
1. Для скважин Яснополянского надгоризонта характерны большие га-зовые факторы – 110-230 м3/т.
2. Пластовые давления ниже давления насыщения и, следовательно, разгазирование нефти происходит уже в пласте.
СКАЧАТЬ МОЖНО ЗДЕСЬ
|
| |
| |
| engineerklub | Дата: Среда, 14.03.2018, 11:21 | Сообщение # 3 |
|
Генералиссимус
Группа: Администраторы
Сообщений: 33460
Статус: Offline
| 3. Большинство скважин наклонно-направленные, с небольшим плав-ным углом отклонения ствола от вертикали, от устья до глубины 1300-1400 м. На большей глубине кривизна резко увеличивается, в результате чего спуск ЭЦН более чем на 1300 м приводит к выходу последнего из строя из-за нарушения герметичности фланцевых соединений. В то же время эксплуа-тация установок на глубинах 1300-1400 м и выше малоэффективна, так как газосодержание на преме насосов обычно находится в пределах 0,3-0,6.
Испытания проводились в два этапа. На первом этапе испытаний про-водили исследование работы УЭЦН в выбранных для испытаний скважинах. При подъеме насосных установок в эти скважины спускали установки того же типа с газосепаратором. На втором этапе проводили исследование рабо-ты ЭЦН с газосепаратором.
Расчеты распределения давления по затрубному прстранству скважин и в НКТ проводили по методу Поуиттмана и Карпентера.
Давление в НКТ на скважинах № 92 и 118 с газосепараторами и без них были замерены в процессе исследования работы насосов.
Если расчетная и действительные кривые распределения давления в НКТ на скважине №118 довольно близки, то на скважине № 92 они сильно отличаются. Это обусловлено тем, что на скважине №118 проходное сечение труб было чистым, а на скважине № 92 забито парафином. Следовательно, действительные потери давления в лифте значительно выше по сравнению с расчетными.
А.Ю. Холодняк, В.А. Кошелев, А.Н. Козь, З.А. Росте Промысловые испытания погружного центробежного насоса ЭЦН5-130-600 в обводненной скважине Туймазинского нефтяного месторождения. Нефтяное хозяйство, 1969. – № 2. – С. 59-62.
Работа погружного центробежного электронасоса на водонфтяных эмульсиях исследовалась на промысловом стенде Шкаповского месторожде-ния. При этом отмечено образование высоковязких эмульсий, сопровожда-ющееся резким ухудшением основных параметров работы насоса. Как недо-статок следует отметить, что данная работа была проведена на жидкостях, физико-химические свойства которых значительно отличаются от пластовых.
Работы проводили на скважине № 499 ЦДНГ-2 НПУ "Туймазанефть".
Скважина была оборудована погружным центробежным насосом ЭЦН5-130-600, подвешенным на НКТ диаметром 73 мм. Согласно методике проведения работ, предполагавшей увеличение потребляемой насосом мощ-ности ввиду возможного образования высоковязкой эмульсии, в качестве привода был использован погружной электродвигатель ПЭД-28, питание ко-торого осуществлялось через кабель КРБК 325 и кабель КРБК 316 общей длиной 1400 м.
В соответствии с программой исследований определяли основные па-раметры работы установки центробежного насоса при различных погруже-ниях самого насоса под динамический уровень, то есть при различном со-держании газа на приеме насоса. Значение газосодержания находили по дав-лению на приеме насоса и обводненности нефти.
В ходе испытаний снимали кривую распределения давления в НКТ, поддерживали буферное давление в интервале 0,20-0,25 МПа, отбирали и исследовали пробы жидкости.
Фактическая подача насоса определялась по подаче, замеренной в мернике, с учетом усадки нефти по данным Е.И. Суханкина.
Для сопоставления были приведены: полная характеристика насоса при работе на воде, снятая на стенде-скважине, пересчитанная на чистую нефть, кинематическая вязкость которой 0,04 см2/с и удельный вес 800 кг/м3, с целью оценки влияния вязкости на параметры насоса и характеристика того же насоса при различных значениях давления, а следовательно, и газосо-держания на его приеме.
Отмечено, что с увеличением газосодержания на приеме насоса значи-тельно ухудшаются параметры работы самого насоса и установки в целом. Следует отметить, что при минимальном газосодержании значения парамет-ров насоса и установки незначительно отличаются (в сторону ухудшения) от соответствующих параметров при работе на нефти с более вязкой нефтью.
Т.Н. Кнышенко, Р.Р. Камалов Результаты промысловых испытаний по-гружного центробежного электронасоса ЭЦН5-80-800. Нефтяное хозяйство, 1967. – № 6. – С. 45-50.
Часто насосы не соответствуют характеристике скважины по произво-дительности и напору, а глубина их спуска не достаточно обоснована. Такое нерациональное использование насосов объясняется в основном отсутствием методики по их подбору и недостаточно полной изученностью влияния газа и образующейся в обводненных скважинах эмульсии на характеристику ЭЦН.
СКАЧАТЬ МОЖНО ЗДЕСЬ
|
| |
| |
| engineerklub | Дата: Среда, 14.03.2018, 11:22 | Сообщение # 4 |
|
Генералиссимус
Группа: Администраторы
Сообщений: 33460
Статус: Offline
| Впервые промысловые испытания серийных погружных центробежных насосов при работе на газонефтяной смеси были проведены П.Д. Ляпковым. Они показали, что наличие свободного газа в добываемой жидкости отрица-тельно влияет на работу насосов – снижается их производительность, напор и КПД. По данным П.Д. Ляпкова, насос сохраняет свою работоспособность даже при газосодержании до 0,50, а кривые Q-H, Q-КПД и Q-N имеют более крутой характер по сравнению с паспортными и при определенных величи-нах газосодержания становятся вертикальными.
Кроме того, до настоящего времени не проводились промысловые ис-пытания насосов в обводненных скважинах, то есть в условиях, когда обра-зуется вязкая нефтяная эмульсия.
Для изучения влияния свободного газа и нефтяной эмульсии на работу ЭЦН и разработки рекомендаций по подбору насосов для условий Шкапов-ского нефтяного иесторождения в1963-1965 годах были проведены испыта-ния серийных насосов ЭЦН5-80-800 и ЭЦН5-130-650 в безводных и обвод-ненных скважинах пластов Д1 и Д4.
Исследования прводили при различных режимах работы насоса. На каждой глубине спуска насоса режим его работы изменяли ограничением де-бита с помощью штуцера с целью получения возможно большего количества экспериментальных точек. Исследования на всех режимах работы насоса сводились к определению его производительности, напора и потребляемой мощности.
Давление у приема насоса замерялось лифтовым манометром МГЛ-5 с 21-суточным заводом часового механизма и дублировалось с помощью суф-лера глубинным манометром МГГ-2У. Суфлер устанавливали на первой от насоса трубе. Показания манометров пересчитывали с учетом разницы гео-дезических отметок суфлера и лифтового манометра по отношению к приему насоса.
Давление на выкиде насоса замерялось манометром МГГ-2У до посад-ки последнего на суфлер и после его отрыва.
Газосодержание у приема насоса определялось по кривой С = f(Р). Ве-личина газосодержания в данной работе несколько завышена.
По результатам испытаний насоса в пласте Д1 построена характеристи-ка насоса при его работе с пластовой нефтью.
По скважине № 49 получены три точечных замера параметров работы насоса, каждый из которых характеризуется определенной величиной газо-содержания. Эти замеры позволяют судить только о качественном влиянии газа на рабочие параметры насоса и подтверждают выводы, сделанные в ра-ботах П.Д. Ляпкова.
Особый интерес представляют результаты испытаний, прведенные при малой величине газосодержания на приеме насоса. Они говорят, что пара-метры насоса при работе на газонефтяной смеси с газосодержанием менее 0,05 выше соответствующих параметров работы насоса на однокомпонент-ной жидкости.
Полученные результаты испытаний погружного центробежного насоса, проведенные в пластах Д1 и Д4, имеющих различную физико-химическую характеристику нефтей, позволяют сделать очень важный вывод об улучше-нии характеристики ЭЦН при его работе на газонефтяной смеси, при опре-деленном небольшом газосодержании на его приеме.
Вывод об улучшении характеристики при наличии в добываемой жид-кости определенного количества свободного газа особенно важен для экс-плуатации насосов на месторождениях с вязкой нефтью, а также при эксплу-атации в обводненных скважинах, в которых образуется вязкая нефтяная эмульсия. Улучшение характеристики ЭЦН, по-видимому, можно объяснить снижением вязкости нефти вследствие наличия газовой фазы и, следователь-но, уменьшением гидравлических потерь, которые в ЭЦН достигают значи-тельной величины.
Оптимальной величиной газосодержания при эксплуатации ЭЦН в без-водных скважинах пластов Д1 и Д4 Шкаповского месторождения является С = 0,05-0,06. В общем случае оптимальная величина газосодержания, по-видимому, будет зависеть от вязкости добываемой жидкости и от числа сту-пеней насоса: повышаться с увеличением вязкости и числа рабочих колес.
СКАЧАТЬ МОЖНО ЗДЕСЬ
|
| |
| |
