2020-04-20
2165
Основными осложняющими факторами влияющими на наработку на отказ ЭЦН являются:
1. Засорение насоса мехпримесями из пласта и высокое содержание парафина в добывающей продукции.
Нефти многих нефтяных месторождений парафинистые. В таких нефтях содержание парафинов превышает 2%. В нормальных условиях парафины являются твердыми кристаллическими веществами, в пластах они чаще всего встречаются растворенными в нефти.
Асфальто-смолистые парафиноотложения (АСПО) - это компоненты нефти представляющие смесь высокомолекулярных соединений, в состав которых входит: азот, сера, кислород и металлы. Отложения асфальто-смолистытых парафиновых веществ (АСПВ) наблюдается на стенках насосно-компрессорных труб (НКТ) и зонах малой скорости потока у штуцеров, муфт и других местах гидравлического сопротивления потоку.
Основной причиной образования парафиноотложений является охлаждение газонефтяного потока до температур, меньших температуры насыщения нефти парафином вследствие разгазирования пластовой нефти и теплообмена.
|
|
|
Интенсивность парафиноотложения зависит от следующих факторов:
1) физико-химических свойств;
2) наличия высокого газового фактора;
3) низкой продуктивности пластов;
4) темпов обводнения;
5) наличия слоёв многолетнемёрзлых пород;
6) термодинамических условий залегания.
Подъем нефти от забоя скважины до устья и ее дальнейшее движение сопровождается непрерывным изменением температуры и давления. В результате этого нарушается равновесие в системе «нефть - растворенный газ - растворенный парафин».
Нефть, постепенно теряющая газ, становится более тяжелой, вязкость ее увеличивается, а ее растворяющая способность по отношению к тяжелым углеводородам и различным примесям снижается, так как уменьшается содержания в ней жидких газов, имеющих лучшую растворяющую способность. Одновременно снижается и температура нефти, что вызывается двумя причинами:
) передачей тепла от нефти в окружающие скважину горные породы
) охлаждением нефти вследствие выделения газа при большом газовом факторе.
Эти два взаимно связанных процесса вызывают выпадение из нефти мелких частиц твердых углеводородов парафина. Мелкие кристаллики парафина выпадают из нефти в наиболее охлажденных точках потока - непосредственно на стенках труб и около вновь образовавшихся газовых пузырьков. Процесс выпадения и отложения парафина непосредственно на стенках труб продолжается с различной интенсивностью на всем протяжении подъемных труб - от точки, где он начался до устья скважины. Та же часть парафина которая выпадает в потоке, поднимается по подъемным трубам в виде мелких кристалликов, взвешенных в нефти, и кристалликов, прилипших к оболочкам газовых пузырьков. По мере увеличения содержания этих кристалликов в нефти они могут прилипать к стенкам труб, увеличивая толщину отложения парафина. Парафиновые отложения представляют собой темную массу от мазеобразной до твердой консистенции: они содержат кроме парафина, значительное количество смол, масел, воды (в скважинах, дающих обводненную нефть) и минеральных частиц.
|
|
|
Отложения парафина в подъемных трубах приводят к резкому уменьшению. Поперечного сечения, а следовательно, к увеличению сопротивления газонефтяному потоку. Сначала это приводит к снижению дебита и буферного давления, а затем к закупориванию подъемных труб.
В случаях интенсивной добычи нефти, отсутствия закачки воды в пласт, текущее пластовое давление может понизиться до величины давления насыщения нефти и дополнительное охлаждение газожидкостного потока в средней части НКТ, вследствие чего интенсификация процесса парафиноотложения увеличивается.
Отложение АСПВ на стенках глубинного оборудования, работающих и простаивающих скважин зависит также от материала и качества обработки поверхности труб. Чем больше гидрофобизирована поверхность оборудования и чем больше степень шероховатости, тем интенсивнее идёт выпадение парафина при одинаковых технологических режимах работы скважин.
Отложение тяжёлых компонентов на стенках поровых каналов, приводящее к снижению проницаемости пласта, определяется термодинамическими условиями в призабойной зоне и в первую очередь температурой потока нефти. Изменяя дебит скважины (забойное давление) скважины можно регулировать температуру потока, предупреждая выпадение АСПО.
1. Высокий газовый фактор
Газовый фактор - это количество газа в м3 приведенное к нормальным условиям, приходящее на 1 тонну извлеченной из пласта нефти.
Попадание газожидкостной смеси каналы рабочих колес и направляющих аппаратов УЭЦН вызывает выделение газа из жидкости и полное перекрытие каналов, это может привести к прекращению подачи УЭЦН, нагреву насоса и выходу его из строя (объемная доля 25%).
Выделение газа из нефти в стволе скважины начинается при снижении Рз. На практике стремятся эксплуатировать оборудование с некоторым количеством газа на приеме насоса, это позволяет экономить трубы, штанги, кабель, СПО. Количество газа, которое не оказывает существенного влияния на работу насоса, может быть увеличина за счет применения различных устройств, применяемых как вне, так и в внутри насоса.
2. Гидратообразования
Продуктивный пласт сложен рыхлыми неустойчивыми породами (песок), тол при эксплуатации скважин с большим дебитом возможно разрушение призабойной зоны. Твердые частицы, выносимые из пласта, способствуют эрозии (разъеданию) подземного и наземного оборудования, образованию пробок, подземным обвалам и т. д. Обеспечить нормальную эксплуатацию скважины можно поддержанием нормального градиента, меньшего, чем допустимое его значение, созданием условий выноса частиц из ствола на поверхность и применением методов крепления призабойной зоны пласта.
Гидратооброзование происходит при температуре более низкой, чем температура выпадения парафинов. Поэтому при обводнености менее 50% наблюдаться образование гидратопарафиновых пробок, основу которых составляют парафиновые фракции.
Природные газы в условиях пласта насыщены парами воды, которые конденсируются и скапливаются в скважине и нефтепроводе. Таким образом, образуются твердые кристаллические вещества, называемые кристаллогидратами.
По внешнему виду гидраты напоминают снег или лед, это неустойчивые соединения и при нагревании или понижения давления быстро разлагаются на газ и воду.
|
|
|
Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, нефтепроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных приборов и регулирующих средств.
3. Солеотложения
Отложения солей могут происходить на всем пути движения воды - в пласте, скважине, трубопроводах и оборудовании установок подготовки нефти. Разработка месторождений Западной Сибири, проводимая с интенсификацией добычи нефти путем заводнения нефтяных пластов, как правило, осложнена отложением неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании. Эти отложения уменьшают производительность технологических комплексов, уменьшению добычи нефти, сокращению межремонтных периодов работы скважин; в некоторых случаях они столь велики, что вообще затрудняют эксплуатацию
Причинами отложения солей считают химическую несовместимость вод (например, щелочных с жесткими), поступающих в скважины из различных горизонтов (пластов) или пропластков; перенасыщенность водо-солевых систем при изменении термодинамических условий. В основном солеотложения наблюдаются при внутриконтурном заводнении пресными водами, что связывают с обогащением закачиваемых вод сульфатами при контакте с остаточными водами и растворении минералов. Осадки могут быть плотными или рыхлыми, прочность сцепления с металлом возрастает с глубиной залегания пласта.
4. Образование песчаных пробок.
Вынос песка (частиц породы) из пласта в ствол скважины происходит в результате разрушения пород под воздействием фильтрационного напора при определенной скорости фильтрации (или перепаде давления). Вынос песка из пласта приводит к нарушению устойчивости пород в призабойной зоне, к обвалу пород и, как следствие, к деформациям эксплуатационных колонн и нередко к выходу из строя скважин. Песок, поступающий в скважину, осаждаясь на забое, образует пробку, которая снижает текущий дебит скважины, приводит также к усиленному износу эксплуатационного оборудования.
Можно выделить две группы борьбы с песком при эксплуатации скважин: - предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину; - вынос песка на поверхность.
|
|
|
Предупреждение поступления песка в скважину предусматривает применения различного рода фильтров и крепление призабойной зоны. Регулирование поступления песка сводится к ограничению дебита скважины до значения, при котором поступление песка резко уменьшается. Также для снижения попадания песка в насос применяют песочный якорь.
При содержании механических примесей до 0,1 г/л применяют насосы обычного исполнения, если примесей от 0,1 до 0,5 г/л применяют насосы износостойкого исполнения.
5. Искривление скважины.
Основным осложнением, встречающимся при эксплуатации глубинно-насосным способом наклонных и кривых скважин, является неравномерный износ опор насоса и двигателя для УЭЦН, и как следствие, выход из строя оборудования и частые аварии, короткий межремонтный период, низкий коэффициент эксплуатации.
Для избежания этого в УЭЦН в месте соединения валов двигателя и насоса устанавливается эксцентричная муфта, для того чтобы соединение было более подвижным.
Если искривление скважины составляет 30 на 100 метров, то такая скважина не пригодна для эксплуатации УЭЦН.
6. Обводнённость продукции
Предупреждение поступления песка в скважину предусматривает применения различного рода фильтров и крепление призабойной зоны. Регулирование поступления песка сводится к ограничению дебита скважины до значения, при котором поступление песка резко уменьшается. Также для снижения попадания песка в насос применяют песочный якорь.
При содержании механических примесей до 0,1 г/л применяют насосы обычного исполнения, если примесей от 0,1 до 0,5 г/л применяют насосы износостойкого исполнения.
Оценка эффективности работы насосов на многокомпонентных смесях должна базироваться на исследованиях физических свойств жидкости, проходящей через насос, работы отдельных ступеней, определении структурных свойств смеси и изучении процессов, происходящих в самом насосе.
А также к осложняющим условиям относят:
Конструктивные недоработки составных частей УЭЦН;
Низкие забойные давления.
Расчетный раздел
Произведем расчет и подбор оборудования УЭЦН к скважине.
Исходные данные для расчета представлены в таблице 3
Таблица 3 - исходные данные для рачета спуска УЭЦН
| Название | Ед. изм. | 205 скважина | 208 скважина | 223 скважина | Условные обозначения |
| Рнас. | МПа | 15,3 | 15,5 | 15,4 | Давление насыщения |
| Рпл. | МПа | 12,1 | 9,5 | 11,0 | Пластовое давление |
| Рзаб. | МПа | 4,7 | 4,0 | 5,3 | Давление на забое |
| Руст. | МПа | 1,36 | 1,15 | 1,1 | Устьевое давление |
| Рзатр. | МПа | 0,43 | 0,14 | 1 | Давление на затрубе |
| Нф | м | 1553 | 1454 | 1689 | Глубина скважины |
| св | кг/м3 | 1010 | 1010 | 1010 | Плотность воды |
| сг | кг/м3 | 0,7242 | 0,7621 | 0,7437 | Плотность газа |
| сн | кг/м3 | 847 | 850 | 880 | Плотность нефти |
| nв | % | 0,6 | 0,3 | 0,2 | Обводненность |
| Г | м3/т | 59,1 | 75 | 37,4 | Газовый фактор |
| Дэ/к | мм | 168 | 168 | 168 | Диаметр эксплуатационной колоны |
| Кпр | т/сут./МПа | 19,1 | 14,3 | 25 | Коэффициент продуктивности |
| qн | т/сут | 102 | 103 | 68 | Дебит нефти |
| к | мкм2 | 0,33 | 0,381 | 0,58 | Проницаемость |
| м | мПа·с | 0.68 | 0.68 | 0.81 | Вязкость |
| в | 1,261 | 1,261 | 1,194 | Объемный коэффициент нефти |
Рассчитываем УЭЦН на среднюю скважину. Для этого усредняем параметры выбранных трёх скважин с наибольшими различиями значений по длине ствола
Данные средней скважины приведены в таблице 4
Таблица 4 - Параметры средней скважины
| Название | Ед.изм. | Значение | Условные обозначения |
| Рнас. | МПа | 15,4 | Давление насыщения |
| Рпл. | МПа | 10,8 | Пластовое давление |
| Рзаб. | МПа | 4,6 | Давление на забое |
| Руст. | МПа | 1,2 | Устьевое давление |
| Рзатр. | МПа | 6,2 | Давление на затрубе |
| Нф | м | 1565 | Глубина скважины |
| св | кг/м3 | 1010 | Плотность воды |
| сг | кг/м3 | 0,7433 | Плотность газа |
| сн | кг/м3 | 859 | Плотность нефти |
| nв | % | 0,36 | Обводненность |
| Г | м3/т | 57,2 | Газовый фактор |
| Дэ/к | мм | 168 | Диаметр эксплуатационной колоны |
| Кпр | т/сут./МПа | 19,46 | Коэффициент продуктивности |
| qн | т/сут | 83,4 | Дебит нефти |
| к | мкм2 | 0,43 | Проницаемость |
| м | мПа·с | 0,72 | Вязкость |
| в | 1,238 | Объемный коэффициент нефти |
1. Определим дебит по уравнению притока
Q = k ´ DР, м3/сут;
Q = 19,46 ´ (10,8 - 5,7) = 99 м3/сут
.Выбираем Ропт =4 в соответствии с условием:
Ропт = (2,5 - 3,0) - при обводненности > 50%, МПа;
Ропт = (3,4 - 4,0) - при обводненности < 50%, МПа;
3. Определяем плотность эмульсии скважины:
ссм = сн + сг Г + сb((1 - n)/n), кг/м3
b + ((1 - n)/n)
ссм = 859 + 0,74 ´ 57,2 + 1010((1 - 0,0036)/0,0036), = 892кг/м3
1,232 + ((1 - 0,0036)/0,0036)
4. Выбираем глубину спуска насоса 620 м.
.Выбираем внутренний диаметр труб согласно рекомендации приведенной в книге Юрчук, Истомин «Расчеты добычи нефти и газа» с внешним диаметром 73 мм с высаженными наружу концами и внутренним диаметром не менее 62 мм
. Определяем работу газа при подъёме жидкости в НКТ
Нг = 0,15175 ´ dвн ´ Г (1- і√ Ру / Рнас) (1 - nв ), м; (4.5)
где, dвн - внутренний диаметр НКТ,дюйм
Нг = 0,15175 ´ 3 ´57,2 (1 - і√ 1,2 / 15,4) (1 - 0,36) = 9,79 м
4. Определим требуемый напор насоса
Нн = Рн ´ 106 / св ´ g, м; (4.6)
Нн = 9,79 ´ 10-6 / 1010 ´ 9,8 = 804 м
5. Определим группу насоса и его диаметр в зависимости от диаметра эксплуатационной колоны:
| Диаметр вн./нар., мм | Группа насоса | Диаметр насоса, мм |
| 140 / 121,7 | 5 | 92 |
| 146 / 130 | 5А | 103 |
| 168 / 144,3 | 6 | 114 |
По диаметру эксплуатационной колоны диаметр насоса будет равен 114 мм и он будет относится к группе 6.
Выбирают тип насоса по напору и производительности из условия:
Н н ≥ Н нтр, м;
При Qн = Q и максимальном КПД.
Для этого используем таблицы характеристик насосов, приведённые в справочнике Гиматудинова «Рабочие характеристики многоступенчатых погружных насосов». Заданные двумя, тремя насосами удовлетворяющих выше перечисленные условия.
ЭЦНМ6-250-1450, з = 63%;
.Остальное оборудование (двигатель, станцию управления, трансформатор, кабель) выбираем согласно комплектности поставки оборудования по книге: (Справочник по нефтепромысловому оборудованию под редакцией Бухаленко Е.И. М., «Недра», 1990).
ЭЦНМ6-250-1450;
Шифр электродвигателя - ПЭДУ90-123В5;
Температура окружающей среды, при номинальной мощности электродвигателя - 70°С;
Скорость охлаждающей жидкости не менее 0,3 м/с;
Кабель плоский - КПБП
число жил и площадь сечения - 3 ´ 16 мм2;
Комплектная трансформаторная подстанция - КТППН-250/10-82УХЛ1 на 6(10)кВ;5КТППНКС-1250/10/2,4-85УХЛ1 на 6(10) кВ
Газосепаратор-1МНГ6
. Проверяем соответствие мощности электродвигателя, условиям откачки, для чего определяем необходимую мощность и сравниваем с мощностью выбранного двигателя.
Nр = (Q ´ Н нт ´ ссм ´ g Ч 10-3) / (86400 Ч зн), кВт;
Nр ³ Nдв
где, зн - КПД насоса, принимается согласно (Справочник по нефтепромысловому оборудованию под редакцией Бухаленко Е.И. «Недра», 1990).
N = (99 Ч 804,9Ч 892 Ч 9,8 Ч 10-3) / (86400 Ч 0,63) = 12,82 кВт
Nдв = 63 кВт;
N = 12,82 кВт; Nдв > N;
. Определим минимальную, необходимую длину кабеля:
Lк = Lн + L, м;
где, L - расстояние от устья до станции управления, L = 10 ч 15 м;
Lк = 620 + 15 = 635 м;
. Необходимо проверить возможность спуска агрегата в скважину, для чего определим максимальные габариты агрегата и сравним их с внутренним диаметром эксплуатационной колонны. Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне диаметральный зазор между агрегатом и эксплуатационной колонной принимают равным 5 ч 10 мм.
Дмах = Ддв / 2 + Дн / 2 + hк + S, мм;
где, Ддв - диаметр электродвигателя, мм;
Дн - наружный диаметр насоса, мм;
hк - толщина плоского кабеля, мм;
S - толщина металлического пояса, принимаем S = 1 мм;
Дмах = 123 / 2 + 123 / 2 + 16+ 1 = 140 мм;
Возможность спуска агрегата в скважину имеется
. Составим таблицу выбранного оборудования:
| Дебит | Потребный напор | Насос | Электродви гатель | Трансформатор | кабель | Комплектная трансформаторная подстанция | |
| плоский | круглый | ||||||
| Q = 99 т/сут | Н нтр = 804,9 м.вод.ст | ЭЦНМ6-250-1400 | ПЭДУ90-123В5 | ТМПН - 100 / 3 - 73У1 | 3 Ч 16мм2 | ----- | КТППН-250/10-82УХЛ1 на 6(10)кВ;5КТППНКС-1250/10/2,4-85УХЛ1 на 6(10) кВ |
Таким образом, нами было выбрано оборудование для эксплуатации УЭЦН в соответствии с параметрами скважины.
Выводы
На основании анализа условий труда обслуживающего персонала, характеристики вредных веществ, загрязняющих природную среду и прогнозирования возможных чрезвычайных ситуаций на данном объекте можно сделать следующие выводы:
В основном объект отвечает требованиям ГОСТов по условиям труда, намечены мероприятий по условиям труда. Анализируя возможные чрезвычайные ситуации, в данном проекте выявлены вероятные параметры ударной волны при взрыве газовоздушной смеси, и намечены мероприятия по предотвращению возникающих поражающих вредных факторов: взрыва и др. факторов.
