close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Главы 3, 4, 5

код для вставкиСкачать
 3 Общие сведения об установках погружных электроцентробежных насосов
3.1 Установка погружного электроцентробежного насоса Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти предназначены для эксплуатации нефтяных, подчас сильно обводненных, скважин малого диаметра и большой глубины, они должны обеспечивать безотказную и длительную работу в жидкостях, содержащих агрессивные пластовые воды с растворенными в них различными солями, газы (в том числе сероводород), механические примеси, преимущественно в виде песка. [4]
Установка ЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и колонны НКТ.
Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос, гидрозащиту и электродвигатель. Он (агрегат) спускается в скважину на колонне НКТ, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования, устанавливаемого на колонной головке эксплуатационной колонны.
Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор и станцию управления по кабелю, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами (хомутами), подается на электродвигатель, с ротором которого связан вал центробежного электронасоса. ЭЦН подает жидкость по колонне НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный клапан, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме.
Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами.
Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободного газа на глубину до 250 - 300 м, а иногда до 600 м.
Для привода ЭЦН применяют асинхронные двигатели трехфазного тока с короткозамкнутыми роторами в герметичном исполнении, маслозаполненные.
Для предохранения электродвигателя от попадания в его внутреннюю полость пластовой жидкости и компенсации изменения объема масла в двигателе при его нагреве и охлаждении, а также при утечке масла через неплотности служит гидрозащита. Гидрозащита включает в себя протектор и компенсатор.
Электроэнергия подводится к погружному двигателю по специальному трехжильному кабелю. Сечение токопроводящих жил кабеля выбирают в зависимости от мощности погружного электродвигателя и глубины его спуска.
Для подержания необходимого напряжения на зажиме погружного электродвигателя при изменениях потерь напряжения в кабеле и других элементах питающей сети, а также для возможности питания ПЭД с различными номинальными напряжениями при стандартных напряжениях промысловых сетей применяются автотрансформаторы и трансформаторы.
Управление и защита электродвигателей погружных центробежных насосов осуществляется с помощью комплекса аппаратуры, смонтированной в станции управления. Станция управления с помощью специального переключателя дает возможность установить три режима работы управления: ручной, автоматический и программный.
Основными параметрами центробежных насосов являются его подача ( (в м3/сут) и развиваемый напор ( (в м). Величина напора характеризует высоту, на которую жидкость может быть поднята данным насосом. Напор насоса и его подача взаимозависимые величины: чем выше развиваемый напор, тем ниже его подача. В паспортных данных насоса обычно указывается значения напора насоса и его подачи при максимальном к.п.д. установки. [5]
3.2 Преимущества и недостатки УЭЦН по сравнению с ШСНУ
На сегодняшний день основной фонд добывающих скважин механизирован и состоит практически из двух видов насосных установок: ШСНУ и УЭЦН.
Установка глубинного штангового насоса состоит из плунжерного насоса, насосных труб, штанг и станка-качалки с электродвигателем, редуктором, устройством преобразования вращательного движения в возвратно-поступательное движение балансира.
Глубинный штанговый насос располагают в скважине на определенной глубине ниже уровня жидкости. Привод насоса устанавливают на поверхности у устья скважины. Движение плунжера осуществляется посредством штанг, свинченных между собою и пропущенным внутри колонны НКТ.
При работе электродвигателя его вращательное движение передается при помощи кривошипа и шатуна балансиру станка-качалки, который совершает возвратно-поступательное движение. Число качаний колеблется от 5 до 15 в минуту. Подача насоса зависит от длины хода, диаметра и числа двойных ходов плунжера.
Это простое в конструктивном исполнении устройство стало самым распространенным способом механической добычи нефти.
Однако, несмотря на относительную простоту конструкции и широкое применение в нефтедобывающей промышленности, установки глубинных штанговых насосов имеют много недостатков. Основным их недостатком является наличие механической связи между станком-качалкой и насосом в виде длинной колонны штанг, которая, не обладая достаточной прочностью и ограничивая передаваемую насосу мощность, снижает надежность и межремонтный срок работы установки и скважины. Под действием знакопеременных нагрузок, возрастающих с увеличением глубины подвески насоса и отбора жидкости, часто происходит аварии в результате обрыва и отвинчивания (отворота) штанг. Другие недостатки данного способа эксплуатации:
* ограниченная производительность; * большая металлоемкость, громоздкость; * наличие вращающихся и движущихся частей на поверхности; * неполная герметизация устья скважины.
Значительно усложняются условия механизированной добычи нефти в связи с ростом обводненности пластов и форсированными отборами жидкости.
Из приведенных выше описаний следует, что скважины, оборудованные УЭЦН, выгодно отличаются от скважин, оборудованных глубинонасосными установками.
Во-первых, погружной электродвигатель, расположенный в скважине, передает насосу более высокую мощность, и как следствие, установки электроцентробежных насосов более производительны и могут осуществлять подъем жидкости с больших глубин, чем установки штангового скважинного насоса.
Во-вторых, на поверхности нет механизмов с движущимися частями, отсутствуют громоздкие металлоемкие станки-качалки и массивные фундаменты, необходимые для их установки. Применение такого оборудования позволяет вводить скважины в эксплуатацию в любой период года без больших затрат времени и средств на сооружение фундаментов и монтаж тяжелого оборудования. Наземное оборудование, ввиду его малых габаритов, небольшого веса и наличия защитных кожухов, в зависимости от климатических условий может быть установлено непосредственно на открытом воздухе, либо в небольшой не отапливаемой будке.
В-третьих, при эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов устье легко поддается герметизации, что позволяет осуществлять сбор и отвод попутного газа.
В-четвертых, простота монтажа установки. Спуск насоса в скважину отличается от обычного спуска насосно-компрессорных труб лишь наличием кабеля и необходимостью его крепления к трубам, сборка же самого электронасоса на устье скважины проста и занимает по нормам времени не более 2 - 3 ч.
Характерной особенностью установок электроцентробежных насосов является простота обслуживания, экономичность и относительно большой межремонтный период их работы, возможность автоматизации процесса управления электронасосом.
Но установки электроцентробежных насосов обладают и серьезными недостатками:
* существенное снижение эффективности их работы при откачке высоковязких жидкостей и водонефтяных эмульсий, а также при повышенном содержании в продукции скважины свободного газа;
* размещение погружного электродвигателя в скважине предъявляет высокие требования к надежности гидрозащиты;
* наличие длинного кабеля, помещенного в агрессивную среду, предъявляет высокие требования к его изоляции;
* ограничение области применения УЭЦН температурой откачиваемой продукции;
* сложность погружного оборудования, и как следствие высокая стоимость приобретения и ремонта;
* высокие требования по подбору типоразмера и выводу на режим установки.
3.3 Оптимальные условия эксплуатации УЭЦН
1. Содержание воды в добываемой продукции не более 99 %.
2. Содержание механических примесей не более:
* для насосов обычного исполнения - 0,1 г/л;
* для насосов износостойкого исполнения - 0,5 г/л.
3. Содержание сероводорода не более:
* для насосов обычного исполнения - 0,01 г/л;
* для насосов износостойкого исполнения - 1,25 г/л.
4. Максимальное объемное содержание газа на приеме насоса не более:
* для установок без газосепаратора - 25 %; * для установок с газосепаратором - 55 %.
5. Микротвердость частиц не более 5 баллов по Моосу.
6. Водородный показатель для насосов коррозионностойкого исполнения 6-8,5.
7. Температура перекачиваемой жидкости не более 90 0С.
8. Минимальное допустимое снижение изоляции системы "кабель-ПЭД" - 0,03 МОм.
9. Темп набора кривизны не более:
* в зоне прохождения УЭЦН - 12 '/м;
* в зоне работы УЭЦН - 18 '/ м.
10. Зенитный угол в зоне работы УЭЦН не более - 400. [6]
Выводы Установки погружного электроцентробежного насоса можно использовать для добычи большого количества жидкости из самых глубоких и наклонно направленных скважин, где нельзя установить другое оборудование. применение УЭЦН не требует каких-либо сооружений или фундаментов и позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любых районах в любое время года. УЭЦН не требует постоянного ухода и наблюдения за работой. Добыча жидкости скважинами, оборудованными УЭЦН, обходится значительно дешевле, межремонтный период работы этих скважин больше по сравнению с другими видами механизированной добычи.
4 Анализ эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов в НГДУ "Южарланнефть"
4.1 Анализ фонда скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов по НГДУ "Южарланнефть"
По состоянию на 1 января 2002 г. эксплуатационный фонд скважин оборудованных УЭЦН насчитывает 501 скважин. Действующий фонд скважин с УЭЦН составляют 472 скважины. Распределение фонда скважин оборудованных УЭЦН по цехам добычи показано в таблице 4.1.
Таблица 4.1
Распределение фонда скважин оборудованных УЭЦН
Структура фонда скважин
С УЭЦНвсего по
НГДУв т.ч. по цехам добычи нефти и газа№ 1№ 2№ 3№ 4Действующий фонд4721621369381Бездействующий фонд2958106Итого50116714410387 В бездействии находятся 29 скважины, что составляет 5,8 % эксплуатационного фонда скважин оборудованных УЭЦН.
Динамика изменения эксплуатационного и действующего фондов скважин оборудованных УЭЦН, а также бездействующего фонда (в процентах от эксплуатационного фонда) за 1991-2001 годы показана на рисунке 4.1.
Рост бездействующего фонда скважин, оборудованных УЭЦН, в последние годы (см. рисунок 4.1) объясняется ростом обводненности добываемой продукции. Эксплуатация высокообводнившихся скважин Рисунок 4.1 Динамика фонда скважин, оборудованных УЭЦН за 1991-2001 годы
нерентабельна (по экономическим причинам) и как следствие их консервируют, тем самым увеличивая бездействующий фонд скважин, оборудованных УЭЦН.
За 2001 год силами цехов подземного ремонта скважин и капитального ремонта скважин проведено 327 ремонтов скважин оборудованных УЭЦН, что на 7 ремонтов больше, чем в предыдущем году. На 285 скважине проведено по одному ремонту; на 19 скважинах по два ремонта; на одной скважине - четыре ремонта.
Из оставшегося фонда скважин, оборудованных УЭЦН, 89 скважин работают больше трёх лет, 96 скважин более двух лет и 165 скважины более одного года без ремонта.
На рисунке 4.2 показано число ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН, и удельное число ремонтов приходящихся на одну скважину за 1991 - 2001 годы.
Как видно из рисунка 4.2, хотя общее число ремонтов снизилось, но удельное число ремонтов приходящихся на одну скважину действующего фонда не изменилось. Снижение числа ремонтов вызвано уменьшением числа скважин действующего фонда.
За 2001 год межремонтный период работы скважин, оборудованных УЭЦН, в целом по НГДУ "Южарланнефть" составил 599 сут., что на сорок пять суток меньше, чем за предыдущий год. На рисунке 4.3 показаны МРП работы скважин, оборудованных УЭЦН, по НГДУ "Южарланнефть" за последние годы.
МРП скважин, оборудованных УЭЦН, по цехам добычи нефти и газа НГДУ "Южарланнефть" за 2000-2001г. приведены в таблице 4.2.
Рисунок 4.2 Ремонты скважин, оборудованных УЭЦН за 1991-2001 годы
Рисунок 4.3 Динамика межремонтного периода работы скважин, оборудованных УЭЦН по НГДУ "Южарланнефть"
Таблица 4.2 МРП скважин, оборудованных УЭЦН, по НГДУ "Южарланнефть" за 2000-01г. ОбъектыМРП, сут.2000г.2001г.ЦДНГ №1716705ЦДНГ №2536496ЦДНГ №3637590ЦДНГ №4687605НГДУ644599 Как видно из таблицы 4.2 в ЦДНГ №2 межремонтный период работы скважин, оборудованных УЭЦН, имеет наименьшее значение равное 496 сут. Такое низкое значение МРП работы скважин с УЭЦН объясняется большим количеством ремонтов, в основном из-за коррозии установок и НКТ.
4.2 Причины преждевременных ремонтов скважин оборудованных установками электроцентробежных насосов За 2001 год силами цехов подземного ремонта скважин и капитального ремонта скважин проведено 327 ремонтов скважин оборудованных УЭЦН, что на 7 ремонта больше, чем в предыдущем году. На 285 скважине проведено по одному ремонту; на 19 скважинах по два ремонта; на одной скважине - четыре ремонта.
Из 327 ремонтов скважин с УЭЦН отработали свой гарантийный срок (равный одному году) 198 комплект УЭЦН; не отработали своего гарантийного срока 129 установок ЭЦН, что составляет 39,4 % от общего числа ремонтов
Участок эксплуатации УЭЦН при ПРЦЭ и Э НГДУ "Южарланнефть" произвел расследование причин 127 ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН, не отработавших гарантийного срока. Эти данные приведены в таблице 4.3
Работа в агрессивной среде оборудования УЭЦН приводит коррозии установок, НКТ, а также к снижению изоляции в системе ПЭД и кабеля. По этим причинам произвели 22 ремонта, что составляет 17 % от общего числа ремонтов по 127 не отработавшим гарантийный срок УЭЦН. Наибольшее количество ремонтов из-за коррозии проведено в ЦДНГ №2. По не отработавшим гарантийный срок установкам 37 % ремонтов проведено в ЦДНГ №2, когда на втором нефтепромысле эксплуатируются только 28,8 % УЭЦН. В то же время большое количество ремонтов по ликвидации утечки НКТ, когда не производится смена УЭЦН, остается не учтенным со стороны службы УЭЦН.
Таблица 4.3
Причины преждевременных ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН, в
НГДУ "Южарланнефть" за 2001г.
Причины выхода из строя УЭЦНОбъектыНГДУЦДНГ №1ЦДНГ №2ЦДНГ№3ЦДНГ №4I. По вине НЗНО в т. ч.:5612528 а) не качественная гидрозащита-15-6 б) не качественный ПЭД 345416 в) не качественный кабель1-214 г) не качественный УЭЦН11--2 д) не качественный сливной клапан-----
Продолжение таблицы 4.3
Причины выхода из строя УЭЦН ОбъектыНГДУЦДНГ №1ЦДНГ №2ЦДНГ №3ЦДНГ №4II. По вине НГДУ, в т. ч.:1536151884 1. Пробой ПЭД/кабеля, в т. ч..:1/08/03/42/314/7 а) из-за уменьшения Qж на 50 % и более -13-4 б) из-за низкого Нд12216 в) засорение УЭЦН-21-3 г) износ рабочих органов УЭЦН---22 д) коррозия из-за большого содержания Н2S-2111 е) отложение солей-1-12 2. Заклинивание вала2---2 3. Полеты УЭЦН22127 4. Механические повреждения кабеля -1124 5. ГТМ и переводы на другие способы эксплуатации341210 6. Снижение подачи, в т. ч.:6165734Продолжение таблицы 4.3
Причины выхода из строя УЭЦНОбъектыНГДУЦДНГ №1ЦДНГ №2ЦДНГ №3ЦДНГ №4 а) износ рабочих органов УЭЦН1--12 б) утечки в НКТ и другие оборудования291113 в) низкий Нд-2-13 г) засорение УЭЦН13217 д) отложение солей2-1-3 е) слом вала погружного агрегата----- ж) причина не установлена-2135 7. Прочие15--6III. Виновник не установлен354315IV. Не расследовано---22Всего ремонтов УЭЦН, не отработавших 365 суток23473128129
4.3 Организационно-технические мероприятия по улучшению работы скважин, оборудованных УЭЦН, в НГДУ "Южарланнефть"
Ежегодно, НГДУ "Южарланнефть" и ПРЦЭПУ №2 НЗНО проводят совещание, где принимают план организационно-технических мероприятий по улучшению работы скважин, оборудованных УЭЦН. План организационно-технических мероприятий по улучшению работы скважин, оборудованных УЭЦН, на 2001 год представлен в таблице 4.4. [3]
Выводы На 1 января 2002 года эксплуатационный добывающий фонд скважин по НГДУ "Южарланнефть" насчитывает 1369 скважин. Из них 501 скважин оборудованы установками погружных электроцентробежных насосов, что составляет 36,6 % от эксплуатационного фонда.
Из 501 скважин составляющих эксплуатационный добывающий фонд оборудованных УЭЦН, в бездействии находятся 29 скважин. Оставшиеся 472 скважины (94,21 %) образуют действующий фонд.
За 2001 год межремонтный период скважин, оборудованных УЭЦН, в целом по НГДУ "Южарланнефть" составил 599 сут.
За 2001 год силами цехов подземного ремонта скважин и капитального ремонта скважин проведено 327 ремонтов скважин оборудованных УЭЦН, что на 7 ремонтов больше, чем в предыдущем году. Из 327 ремонтов скважин с УЭЦН отработали свой гарантийный срок (равный одному году) 198 комплект УЭЦН; не отработали своего гарантийного срока 129 установок ЭЦН, что составляет 39,4 % от общего числа ремонтов.
Таблица 4.4
План организационно-технических мероприятий по улучшению работы скважин, оборудованных УЭЦН, на 2001 год по НГДУ "Южарланнефть"
Наименование мероприятияСроки ис-полненияОтветственный исполнитель1. Организовать покрытие ПЭД эпоксидной смолой с армированием для защиты от коррозииПоквартально
нач. ПРЦЭПУ №2
2. Проверить полное расследование причин отказов УЭЦН, не отработавших гарантийный срок, в течении трех дней после вывоза со скважиныПостоянно
зам. нач. ПРЦЭиЭ нач. ПРЦЭПУ №23. Проводить проверку качества монтажа и эксплуатации УЭЦН с составлением актов Раз в кварталзам. нач. ПРЦЭиЭ нач.
ПРЦЭПУ №24. Проводить проверку качества ремонта узлов УЭЦН с составлением актовЕжемесячнозам. нач. ПРЦЭиЭ нач. ПРЦЭПУ №25. Проводить заключение о причине отказов УЭЦН, только в присутствии представителей НГДУ и НЗНОВ конце месяца
зам. нач. ПРЦЭиЭ нач. ПРЦЭПУ №2
6. Проводить полное заполнение всех разделов гарантийного паспорта при возврате УЭЦН на ремонт Постоянно
ст. геологи ЦДНГ
Продолжение таблицы 4.4
Наименование мероприятияСроки ис-полненияОтветственный исполнитель7. Учет при составлении задания бригадам ПРС на ремонт скважины, оборудованной УЭЦН, результаты расследований по предыдущим ремонтамПостоянно
ст. геологи ЦДНГ
технолог ЦПРС
8. Проведение анализа состава отложений на насосах УЭЦН Покварталь-нонач. ЦНИПР
9. Проводить расследование полетов установок ЭЦН не зависимо от отработавшего времениПостояннозам. нач. ПРЦЭиЭ нач. ПРЦЭПУ №210. Учет результатов растаскивания насосов (износ, мехпримесь, отложения, мусор), ПЭД (коррозия, сопротивление, изоляция, наличие пластовой жидкости) поступивших со скважин отработавших гарантийный срок в специальных журналахПостояннонач. ПРЦЭПУ №2
11. Обязательное шаблонирование и промывка (продувка)скважин отработавших более 500 суток, для очистки колонны от отложенийПостоянност. геологи ЦДНГ
технолог ЦПРС12. Запретить выдачу установок ЭЦН на скважины при втором отказе установки не отработавшей гарантийный срок без полного расследования и принятия мер по улучшению работыПостояннозам. нач. ПРЦЭиЭ нач. ПРЦЭПУ №2
5 Проект мероприятий по улучшению работы скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов, в НГДУ "Южарланнефть"
5.1 Пути оптимизации работы скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов
Существенным резервом повышения технико-экономических показателей эксплуатации (увеличения межремонтного периода работы скважины и снижения удельного расхода электроэнергии на подъем нефти) и дебита нефти добывающих скважин является оптимизация режима работы насосного фонда.
При решении задачи, оптимизации работы установок погружных электроцентробежных насосов можно пойти как по пути технологической оптимизации (максимальные МРП работы и дебит скважины), так и по пути экономической оптимизации (минимальные затраты на добычу нефти).
В первом случае для выявления влияния геолого-технических и технологических факторов на межремонтный период работы скважин, оборудованных установками ЭЦН, используют данные по конструкции скважин (интервалы перфорации, инклинометрия) и данные о работе скважины, оборудованной УЭЦН.
Обработку исходных данных производят с использованием регрессионного анализа. Регрессия подбирает график для набора наблюдений с помощью метода наименьших квадратов. Регрессия используется для анализа воздействия на отдельную зависимую переменную значений одной или более независимых переменных.
Результатом регрессионного анализа является зависимость вида:
(5.1)
где МРП - межремонтный период работы скважины, сут;
В - обводненность, д.е;
Ннас - глубина подвески насоса, м;
Ндин - динамический уровень, м;
Z - зенитный угол в интервале подвески, град;
dZ10 - искривление ствола скважины в интервале подвески, град;
Qн - подача УЭЦН номинальная, м3/сут;
Qф - дебит скважин фактический, м3/сут;
k1 - k7 - коэффициенты регрессии.
Коэффициенты регрессии отражают влияние (вес) независимой переменной на межремонтный период работы скважины; k0 - постоянная линейной регрессии.
Далее изменяя входные параметры каждой скважины, определяют максимально возможный межремонтный период работы. Экономический эффект получают за счет увеличения МРП, т.е. снижается число ремонтов и соответственно затраты на ремонт скважин, а также скважина меньше времени находится в простое (в ремонте), что ведет к дополнительной добыче нефти и соответственно к дополнительной прибыли.
В случае экономической оптимизации определяют скважины, на которых установлены установки электроцентробежных насосов большей мощности, т.е. те скважины, дебит которых гораздо меньше номинальной подачи установки ЭЦН.
Критерием несоответствия скважины и установки погружного электроцентробежного насоса является коэффициент подачи:
(5.2)
где QФ - дебит скважины фактический, м3/сут;
Qн - номинальная подача установки ЭЦН, м3/сут.
При смене установки погружного электроцентробежного насоса большей производительности на установку меньшего типоразмера экономический эффект получают за счет увеличения к.п.д. установки и снижения потребления электроэнергии, т.е. не форсируя добычу нефти, но снижая затраты на ее добычу можно получить дополнительную прибыль.
5.2 Подбор оборудования УЭЦН
5.2.1 Подбор оборудования УЭЦН по методике используемой на промысле №2
5.2.1.1 Методика подбора оборудования УЭЦН
1) Максимально допустимый отбор жидкости Qmax = (Рпл - Рзаб) * Кпр , (5.3)
гдеРпл - пластовое давление, МПа;
Рзаб - забойное давление, МПа;
Кпр - коэффициент продуктивности, м3/(сут*Мпа).
2) Расчетное забойное давление
Рзаб.р = Рпл - Qпр / Кпр , (5.4)
где Qпр - проектируемый отбор жидкости, м3/сут. 3) Напор насоса Нн = Lс + (Ру * g / ρсм) - (Рзаб.р * g / ρсм) , (5.5)
гдеLс - глубина скважины, м;
Ру - давление на устье, МПа;
ρсм - плотность продукции, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2.
4) Глубина спуска насоса
Нсп = Lс - Рзаб.р * g / ρсм , (5.6)
5.2.1.2 Расчет
Для оптимизации были выбраны десять скважин Ново-Хазинской площади Арланского месторождения. Критерием выбора скважин, оборудованных УЭЦН, является коэффициент подачи (формула (5.2)). Коэффициенты подачи выбранных скважин меняется от 0,35 до 0,65. [6]
Исходные данные для расчета представлены в таблице 5.1.
Сведения о фактической компоновке УЭЦН приведены в таблице 5.2
Таблица 5.2
Сведения о фактической компоновке УЭЦН
Номер скважиныГлубина подвески, мТипоразмер насосаТипоразмер ПЭДа28890ЭЦНМ5-250-1000ПЭД-63-1173679987ЭЦНМ5А-160-1100ПЭД-45-1034933865ЭЦНМ5-400-850ПЭД-63-11738341034ЭЦНМ5А-400-800ПЭД-90-10348011045ЭЦНМ5-80-850ПЭД-32-117
Результаты расчета по подбору оборудования УЭЦН приведены в таблице 5.3.
Таблица 5.3
Результаты расчета по подбору оборудования УЭЦН
Номер скважиныТипоразмер насосаТипоразмер ПЭДа3313ЭЦНМ5-40-900ПЭД-22-1035696ЭЦНМ5-40-900ПЭД-22-1035546ЭЦНМ5А-360-850ПЭД-45-1035178ЭЦНМ5-40-1200ПЭД-22-1033366 ЭЦНМ5-60-1100ПЭД-22-10328ЭЦНМ5-250-1000ПЭД-63-1173679ЭЦНМ5А-160-1100ПЭД-45-1034933ЭЦНМ5-400-850ПЭД-63-1173834ЭЦНМ5А-400-800ПЭД-90-1034801ЭЦНМ5-80-850ПЭД-32-117
5.2.2 Подбор оборудования УЭЦН по методике разработанной УГНТУ
5.2.2.1 Методика подбора оборудования УЭЦН
1) Глубина динамического уровня скважины при отборе заданного количества жидкости Нскв = Ндин + Ру / (ρ' * g) + hтр - Нг , (5.7)
где Ндин - динамический уровень, м;
Ру / (ρ' * g) - устьевое давление, выраженное в метрах столба жидко сти, при средней плотности газожидкостной смеси на участке насос-устье скважины;
hтр - потери напора на трение, м;
Таблица 5.1
Исходные данные для расчета
Наименование показателяНомер скважины331356965546517833662836794933383448011. Дебит по жидкости, м3/сут4528,73102941,869,389,5230210342. Коэффициент подачи доли ед.0,650,350,60,40,650,40,60,60,50,453. Обводненность, %95,097,096,097,092,09695949696,54. Плотность продукции, кг/м311571165115711641149115811551156116111635.Глубина верхних дыр перфорации, м12261245125312901239124712771276123112886. Пластовое давление, МПа10,68,812,29,811,212,610,712,712,09,87. Коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа)14,313,2183,096,929,2114,8420,0250,8947,746,92 Нг - напор, соответствующий газлифтному эффекту, м;
g - ускорение свободного падения, м/с2.
2) Динамический уровень
Ндин = Lс - (Рпл - Qж / Кпр) / (ρвн * g) , (5.8)
где Lc - глубина скважины, м;
Рпл - пластовое давление, МПа;
Qж - дебит скважины по жидкости, м3/сут;
Кпр - коэффициент продуктивности, м3/(сут*Мпа);
ρвн - плотность газожидкостной смеси на выходе из насоса, кг/м3.
3) Глубина спуска насоса
Нсп = Ндин + 350 , (5.9)
4) Линейная скорость потока
ω = (Qн * bн + Qв * bв) / (86400 * F) , (5.10)
где Qн - дебит скважины по нефти, м3/сут;
Qж- дебит скважины по воде, м3/сут;
bн - объемный коэффициент нефти, д.е;
bв - объемный коэффициент воды, д.е;
F - площадь поперечного сечения НКТ, м2.
5) Потери напора на гидравлическое трение в НКТ
hтр = λ* (Нсп * ω / (2 * g *D) , (5.11)
гдеλ - коэффициент гидравлических сопротивлений;
D - диаметр лифта в дюймах.
6) Напор, соответствующий газлифтному эффекту в подземных трубах
Нг = 4 * D * Gо факт * (1 - ) * (1 - В(Р')) , (5.12)
гдеРу - давление на устье, МПа;
Р'нас - давление насыщения после сепарации газа у насоса, МПа;
В(Р') - средняя обводненность продукции в лифте при среднем давлении.
7) Выбор электродвигателя для установки осуществляется из условия
0,5 N / Nд 1.0 , (5.13) где N - мощность, потребляемая насосом, кВт;
Nд - номинальная мощность погружного электродвигателя, кВт. 8) Потребление мощности УЭЦН
Nпотр = 1 / ηатс * (N + ΣNд + Nк) , (5.14)
гдеNпотр - мощность, потребляемая УЭЦН, кВт;
ηатс - к.п.д. автотрансформатора, д.е; ΣNд - потери мощности в погружном электродвигателе, кВт;
Nк - потери мощности в кабеле, кВт.
9) Сумма потерь мощности в ПЭД
ΣNд = N * (1 / (ηд * (b2 - с2 * (N / Nд - d2)2)) - 1) , (5.15)
гдеηд - к.п.д. ПЭД при нормальной нагрузке, д.е;
b2,c2,d2 - эмпирические коэффициенты.
10) Сила тока, потребляемая электродвигателем
I = Iн * (b4 * N / Nд + с4) , (5.16)
гдеI - сила тока потребляемого погружным электродвигателем, А;
Iн - номинальная сила тока ПЭД, А;
b4,c4 - эмпирические коэффициенты.
11) Потери мощности в кабеле
Nк = 588 * 10- 7 * I2 / F * ( Нсп + 50) , (5.17)
гдеF - площадь поперечного сечения жил проводника, мм2.
5.2.2.2 Расчет
Исходные данные для расчета приведены в таблице 5.1
ПРОГРАММА ПОДБОРА ОБОРУДОВАНИЯ ПЦЭН
ГЛУБИНА СКВАЖИНЫ ( м ) ? 1226
ГЛУБИНА СПУСКА НАСОСА ( м ) ? 993
ДЕБИТ СКВАЖИНЫ ПО ЖИДКОСТИ ( м3/сут ) ? 45
ПЛОТНОСТЬ ЖИДКОСТИ ( кг/м3 ) ? 1157
ДИНАМИЧЕСКАЯ ВЯЗКОСТЬ ЖИДКОСТИ ( мПА*с ) ? 19.5
ОБВОДНЕННОСТЬ ( доли ед. ) ? 0.95
ДИАМЕТР ЭКСПЛ. КОЛОННЫ ( м ) ? 0.146
1-РАСЧЕТ НАПОРНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ НАСОСА
************************************************************
РАСЧЕТ НАПОРНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ НАСОСА
************************************************************
КОЭФ. ПРОДУКТИВНОСТИ ( м3/сут*МПа ) ? 14.3
ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ (МПа) ? 10.6
ДИАМЕТР ЛИФТА ( м ) ? 0.062
ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ У ПРИЕМА НАСОСА ( МПа ) ? 6
ДАВЛЕНИЕ НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ ( МПа ) ? 0.5
ГАЗОВЫЙ ФАКТОР ( нм3/м3 ) ? 14.2
РАСЧЕТ ХАРАКТЕРИСТИК СКВАЖИНЫ
ДЕБИТ------------------НАПОР
22.800 476.66
45.600 617.17
68.400 757.68
91.200 898.19
114.000 1038.71
136.800 1179.22
159.600 1319.73
182.400 1460.24
205.200 1600.75
2-ПОДБОР ХАРАКТЕРИСТИК НАСОСА
********************************************************
ПОДБОР ХАРАКТЕРИСТИК НАСОСА
********************************************************
ЧИСЛО СТУПЕНЕЙ НАСОСА ? 274
ЧИСЛО ОБОРОТОВ ВАЛА НАСОСА (об/мин) ? 2800
ПОДАЧА НАСОСА ПО ВОДЕ В ОПТ. РЕЖИМЕ ( м3/сут. )? 80
НАПОР НАСОСА ПО ВОДЕ В ОПТ. РЕЖИМЕ (м) ? 1200
К.П.Д. НАСОСА ПО ВОДЕ ( доли ед. )? 0.515
Q/Q(В ОПТ.) RE K(Q,H) H(M) Q КПД 0.5 901.34 0.688 1007.48 44.70 0.347 8.06
0.6 1081.60 0.652 931.43 50.86 0.353 7.49
0.7 1261.87 0.619 850.80 56.35 0.356 6.79
0.8 1442.14 0.589 766.42 61.21 0.356 5.99
0.9 1622.41 0.560 679.11 65.51 0.355 5.17
1.0 1802.67 0.533 589.60 69.30 0.352 4.34
1.1 1982.94 0.508 498.55 72.63 0.348 3.53
1.2 2163.21 0.484 406.56 75.54 0.343 2.76
1.3 2343.47 0.462 314.16 78.07 0.337 2.04
1.4 2523.74 0.441 221.80 80.24 0.330 1.38
ПОДХОДИТ ЛИ НАСОС ? ( 1-ДА, 0-НЕТ ) ? 1
ПОДБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ НАСОСА
НОМ. МОЩНОСТЬ ЭЛ. ДВИГАТЕЛЯ ( кВт ) ? 28
МОЩНОСТЬ ПОТРЕБЛ. НАСОСОМ ( кВт ) ? 12
КПД ЭЛ. ДВИГАТЕЛЯ ПРИ НОМИН. НАГРУЗКЕ ( доли ед. ) ? 0.76
ЭМПИРИЧ. КОЭФ.-ТЫ B2,C2,D2 ? 0.935,0.37.0.95
ЭМПИРИЧ. КОЭФ-ТЫ B3,C3 ? 4.1,1.6
ГАЗОСОДЕРЖАНИЕ НА ПРИЕМЕ НАСОСА ( доли ед. ) ? 0.3
ТЕМПЕРАТУРА ПЕРЕД ПЦЭН (0С ) ? 40
ЭМПИРИЧ. КОЭФ-Т B5 ? 0.325
НОМ. ТОК ЭЛ. ДВИГАТЕЛЯ ( А ) ? 37,0
ЭМПИРИЧ. КОЭФ-ТЫ B4,C4 ? 0.5,0.57
ТЕМПЕРАТУРА ПЛАСТ.(0С), ТЕМПЕРАТУРА НА УСТЬЕ (0С) ? 45,25
ПЛОЩАДЬ СЕЧЕНИЯ ЖИЛ КАБЕЛЯ ( мм2 ) ? 16
COS F ? 0.77
ПОДБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
СУММА ПОТЕРЬ В ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕ (кВт) 7.782
ТЕМПЕРАТУРА ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯ (0С) 40.00
СИЛА ПОТРЕБЛЯЕМОГО ТОКА ( А ) 32,50999771118164
ПОТЕРИ МОЩНОСТИ В КАБЕЛЕ (кВт) 4.052613277435303
ПОЛНАЯ ПОТРЕБЛЯЕМАЯ МОЩНОСТЬ УСТАНОВКОЙ ПЦЭН (кВт) 28.39097198486328
ПАДЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В КАБЕЛЕ (В) 106.2396469116211
По результатам подбора насоса строим совмещенную характеристику скважины и насоса (см. рис. 5.1). Как видно фактический дебит насоса составляет 62 м3/сут, поэтому отрегулируем характеристику насоса, до проектной. Регулировку будем осуществлять путем спуска насоса на 80 м. Исходя, из этого выбираем насос ЭЦН5-60-1100, который обеспечивает необходимый отбор жидкости в области рабочих режимов. [7] Насос ЭЦН5-60-1100 комплектуется погружным электродвигателем ПЭД-28-103 исходя из условия (5.13).
Результаты расчета по подбору оборудования УЭЦН, по скважинам №№ 5696, 5546, 5178, 3366 Ново-Хазинской площади приведены в таблице 5.4
Таблица 5.4
Результаты расчета по подбору оборудования УЭЦН
Номер скважиныТипоразмер насосаТипоразмер ПЭДа5696ЭЦНМ5-60-1000ПЭД-28-1035546ЭЦН5А-400-800ПЭД-65-1175178ЭЦНМ5-60-1000ПЭД-28-1033366 ЭЦН5-60-950ПЭД-28-103
Результаты расчета по подбору оборудования УЭЦН, по скважинам №№ 28, 3679, 4933, 3834, 4801 Ново-Хазинской площади приведены в таблицах 5.5 и 5.6.
Таблица 5.5
Результаты расчета требуемого напора насоса F'(Q)
Номер скважиныДинамический уровень Ндин , мГлубина спуска Нсп , мТребуемый напор насоса F'(Q), м285498997193679726107694149335559057273834527877692480178811381018
Таблица 5.6
Результаты расчета по подбору оборудования УЭЦН
Номер скважиныТипоразмер насосаТипоразмер ПЭДа28ЭЦН5-80-850ПЭД 28-1033679ЭЦН5-80-1200ПЭД 28-1174933ЭЦН5А-250-800ПЭД 45-1173834ЭЦН5А-160-1100ПЭД 45-1174801ЭЦНМ5-40-1000ПЭД 22-117
Результаты расчета потребления мощности для оставшихся скважин приведены в таблице 5.7.
Таблица 5.7
Результаты расчета потребления мощности
Номер скважиныN, кВтNд, кВтNд, кВтI, АNк, кВтNпотр, кВт331316287,7832,514,0528,39569612286,5431,654,3629,35554640659,4934,183,9547,50 Продолжение таблицы 5.7
Номер скважиныN, кВтNд, кВтNд, кВтI, АNк, кВтNпотр, кВт517812286,5429,653,8528,68336611286,7528,943,5627,422816287,7832,513,6928,12367922289,1235,614,1435,974933404514,7428,472,8553,94383432,54513,7225,822,2746,48480112225,9426,182,9921,36
Аналогично рассчитаем потребление мощности для всех скважин при фактической комплектации УЭЦН. Результаты расчета представлены в таблице 5.8
Таблица 5.8
Потребление мощности скважинами при фактической комплектации УЭЦН
Номер скважиныN, кВтNд, кВтNд, кВтI, АNк, кВтNпотр, кВт3313 132210,3826,942,6926,605696132210,3826,942,7726,68554636456,6535,633,7240,46517815226,8328,463,2125,55336614226,5827,703,0724,132830634,6029,5012,2747,83367930459,6119,971,5241,97493340638,8134,255,0560,813834359010,3036,445,2951,62480112327,438,583,2923,18
Для сопоставления фактически установленного оборудования и подобранного оборудования сведем все данные в таблицу 5.9.
Из таблицы 5.9 можно сделать следующие выводы. При смене менее производительных насосов на скважинах №№ 5696, 5546, 5178, 3366 на насосы большей производительности, и как следствие смены менее мощных погружных электродвигателей на более мощные, можно добиться прироста дополнительной добычи жидкости. Ежегодный прирост соответственно по скважинам составил 0,72 тыс.т.
Суммарная глубина подвески по скважинам №№ 28, 3679, 4933, 3834, 4801 изменилась на 74 м, т.е. в среднем на 4,2 м на одну скважину, но по отдельным скважинам изменение глубины подвески колеблется от -157 (скважина № 3834) до +93 м (скважина № 4801). При смене высокопроизводительных насосов на скважинах на насосы меньшей производительности, и как следствие смены боле мощных погружных электродвигателей на менее мощные, можно добиться снижения потребления мощности установками электроцентробежных насосов. После смены насосов коэффициент подачи скважин удовлетворяет условию (5.2). Коэффициент подачи соответственно по скважинам увеличился в 1,9 раза. В таблице 5.10 представлено снижение потребления мощности до и после рекомендуемой смены установок ЭЦН.
Таблица 5.10
Снижение потребляемой и установленной мощности
Номер скважиныПотребляемая мощность, кВтУстановленная мощность, кВтфакт.расчет.+, -факт.расчет.+, -331326,6028,39+1,792228+6569626,6829,35+2,672228+6554640,4647,50+7,044565+20517825,5528,68+3,132228+6Продолжение таблицы 5.10
Номер скважиныПотребляемая мощность, кВтУстановленная мощность, кВтфакт.расчет.+, -факт.расчет.+, -336624,1327,42+3,292228+62847,8328,12-19,716328-35367941,9735,97-6,04528-17493360,8153,94-6,936345-18383451,6246,48-5,149045-45480123,1821,36-1,823222-10Итого368,83347,21-21,68426345-81
Как видно из таблицы 5.10 потребляемая мощность по десяти скважинам снизилась на 21,68 кВт (на 5,9 %), установленная мощность уменьшилась на 81 кВт (на 19,1 %). [8]
Выводы Существенным резервом повышения технико-экономических показателей эксплуатации (увеличения межремонтного периода работы скважины и снижения удельного расхода электроэнергии на подъем нефти) добывающих скважин является оптимизация режима работы насосного фонда.
В результате оптимизации десяти скважин Ново-Хазинской площади Арланского месторождения добились прироста дополнительной добычи жидкости ( на скважинах №№ 5696, 5546, 5178, 3366), вследствие того, что были установлены более производительные насосы и более мощные погружные двигатели, ежегодный прирост по скважинам составил 0,72 тыс.т. На скважинах №№ 28, 3679, 4933, 3834, 4801 добились снижения затрат на электроэнергию для извлечения нефти, вследствие того, что были установлены менее производительные насосы и менее мощные погружные двигатели. потребляемая мощность уменьшилась на 39,54 кВт, установленная мощность - 125 кВт, а в целом по десяти скважинам потребляемая мощность уменьшилась на 21,68 кВт, установленная мощность - 81 кВт.
Рисунок 5.1 Совмещенная характеристика скважины № 3313 и насоса ЭЦНМ5-60-110
Таблица 5.9
Сопоставление фактически установленного и подобранного оборудования
Номер скважиныТипоразмер насосаТипоразмер ПЭДГлубина подвески, мфакт.расчет.факт.расчет.факт.расчет.+, -3313ЭЦНМ5-40-900ЭЦН5-60-1100ПЭД-22-103ПЭД-28-103993993-5696ЭЦНМ5-40-900ЭЦНМ5-60-1000ПЭД-22-103ПЭД-28-10310001000-5546ЭЦНМ5А-360-850ЭЦН5А-400-800ПЭД-45-103ПЭД-65-117962962-5178ЭЦНМ5-40-1200ЭЦНМ5-60-1000ПЭД-22-103ПЭД-28-10310301030-3366ЭЦНМ5-60-1100ЭЦН5-60-950ПЭД-22-103ПЭД-28-10310411041-28ЭЦНМ5-250-1000ЭЦН5-80-850ПЭД-63-117ПЭД 28-103890899+93679ЭЦНМ5А-160-1100ЭЦН5-80-1200ПЭД-45-103ПЭД 28-1179871076+894933ЭЦНМ5-400-850ЭЦН5А-250-800ПЭД-63-117ПЭД 45-117865905+403834ЭЦНМ5А-400-800ЭЦН5А-160-1100ПЭД-90-103ПЭД 45-1171034877-1574801ЭЦНМ5-80-850ЭЦНМ5-40-1000ПЭД-32-117ПЭД 22-11710451138+93Сумма98479921+74 
Документ
Категория
Рефераты
Просмотров
559
Размер файла
567 Кб
Теги
глава
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа