АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ОСЛОЖНЯЮЩИХ ФАКТОРОВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ УЭЦН НА ВЕРХ-ТАРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ (Новосибирская область)

Очень достойная работа оценка полученная за диплом 5, такая цена потому что диплом уже готов, но плюс в том что в нем куча информации т.е 80-90% уже готово, останется сделать только расчетную часть( если у вас она имеется).По самому диплому, вся информация содержащаяся в нем актуальна, никакого плагиата. ...

1

1

Структура добывающего фонда Верх-Тарского месторождения на 1.01.2011 г.Таблица 7.4.2 Характеристика фонда скважин по состоянию на 1.01.2011 г. 02540В последние годы коэффициент эксплуатации остается на достаточно низком уровне (рисунок 19). На 1.01.2009г. данный показатель составил 0,86 доли ед. Уровень использования добывающего фонда в 2007-2008гг. оставался на уровне 0,98 д.ед. Рисунок 19. Динамика коэффициентов использования и эксплуатации добывающего фондаДебиты жидкости по объекту за весь период разработки изменялись от 22,2 т/сут до 170,1 т/сут. Максимальный дебит получен в 2007 г., при обводненности продукции 33,9% (рисунок 20).Действующий нефтяной фонд объекта Ю11 Верх-Тарского месторождения в основном можно охарактеризовать как средне- и высокодебитный.Рисунок 20. Динамика дебитов нефти и жидкостиВ таблице 8. приведено распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти, жидкости, а также накопленной добычи нефти и обводненности по состоянию на 1.01.2011 г. Таблица 8.Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти, жидкости, накопленной добыче нефти и обводненности по состоянию на 1.01.2011 г.57150048260Распределение скважин по обводненности показывает, что со средней обводненностью до 40% работают 38 скважин (46,3%). С обводненностью в интервале 40-80% работает 21 скважина (25,6%). С высокой обводненностью 80-95% эксплуатируется 17 скважин или 20,7% действующего фонда скважин. Значения обводненности, близкие к критическому – более 95% имеют 6 скважин (7,3%).Из распределения действующего фонда по дебитам нефти видно, что 19,5% действующего фонда (16 скважин) являются малодебитными (дебит нефти < 10 т/сут). Со средним дебитом в интервале 10-50 т/сут работает 26 скважин или 31,7% действующего фонда. С дебитами 50-100 т/сут эксплуатируется 22% фонда (18 скважин). Дебит нефти 100-200 т/сут имеют 17 скважин или 20,7% действующего фонда. И, наконец, 5% действующего фонда скважин эксплуатируется с дебитами по нефти более 200 т/сут. Распределение по дебитам жидкости показало, что с низкими дебитами менее 20 т/сут работает лишь 3,7% действующего фонда (3 скважины). Со средним дебитом 20-50 т/сут эксплуатируется 12 скважин или 14,6% действующего фонда. Основная часть – 46 скважин или 56,1% фонда работает с дебитом по жидкости в интервале 50-200 т/сут. Дебит жидкости более 200 т/сут имеет 21 скважина (25,6%).По 9 скважинам действующего фонда (11%) накопленный отбор нефти не превышает 10 тыс.т. Накопленную добычу от 10 до 100 тыс.т. имеют 38 скважин или 46,3% действующего фонда. Накопленный отбор 100 – 200 тыс.т. нефти имеют 24 скважины (29,3%). По 11 скважинам данный показатель превышает 200 тыс.т.5. ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ПОМОЩЬЮ УЭЦН5.1 Актуальность УЭЦНВ настоящие время основным способом добычи нефти в России является эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов. За последние 15 лет доля нефти, извлечённой на поверхность с помощью (ЭЦН), возросла с одной до двух третей от общей добычи нефти в стране. Эта тенденция, по всей видимости, сохранится и в будущем. Добычные возможности этих установок значительно выше, чем штанговых, так как отсутствует длинная колонна штанг между насосом и приводом. В отличие от других видов насосов в установке погружного центробежного насоса двигатель располагается в скважине в непосредственной близости от многоступенчатого насоса. Это позволяет уменьшить длину механической трансмиссии и позволяет передавать насосу значительные мощности, т. е. увеличить добычные возможности данного вида оборудования. Наземное оборудование ЭЦН отличается простотой и не требует устройства фундаментов и других сооружений. Поэтому ЭЦН можно устанавливать в короткие сроки. Поскольку центробежный насос с приводом находятся в скважине, то обслуживание наземного оборудования упрощается.Установки погружных центробежных электронасосов УЭЦН широко применяются для эксплуатации нефтяных скважин, особенно разнодебитных, обводнённых, глубоких, наклонных, и с большим газовым фактором.5.2 Анализ применяемого погружного оборудованияЭлектроцентробежные насосы широко применяются для эксплуатации высокодебитных и малодебитных скважин с различной высотой подъема жидкости, в частности:- нефтяных с высоким содержанием парафина;- малодебитных с низким уровнем жидкости;- малодебитных с водонапорным режимом;- высокодебитных;- сильнообводненных, где для добычи определенного количества нефти необходимо отбирать большое количество воды;- глубоких, для рентабельной эксплуатации, которых требуется насосы большой мощности; - наклонных скважин;- с высоким газосодержанием;- с содержанием солей в добываемой жидкости.5.3 Характеристики насосного оборудованияВсе виды насосов имеют паспортную характеристику в виде кривых зависимостей Н(Q) (напор, подача), КПД(Q) (коэффициент полезного действия, подача), N(Q) (потребляемая мощность, подача). Обычно эти характеристики даются в диапазоне рабочих значений расходов или в несколько большем интервале (рисунок 21).Всякий центробежный насос, в том числе и ПЦЭН, может работать при закрытой задвижке (Q=0, H=max) и при отсутствии противодавления на выкиде (Q=Qmax, H=0). Полезная работа насоса пропорциональна произведению подачи на напор, на этих двух точках она будет равна нулю, а, следовательно, и КПД =0.При определенном соотношении Q и Н, обусловленными минимальными внутренними потерями, КПД достигает максимального значения равного примерно 0,5-0,6. Подача и напор, соответствующие максимальному коэффициенту полезного действия, называются оптимальными.Зависимость КПД (Q) около своего максимума изменяется плавно, поэтому допускается работа ПЦЭН при режимах, отличающихся от оптимального в ту или иную сторону на некоторую величину. Пределы этих отклонений зависят от конкретной характеристики ПЦЭН и должны соответствовать снижению КПД насоса на 3-5%. Это обуславливает целую область работы ПЦЭН, которая называется рекомендованной областью (рисунок 21).Рисунок 21. Типовая характеристика погружного центробежного насоса (ЭЦНА (К)5 -80) на подачу 80 м3/сут на воде плотностью =1000 кг/м3. Н=450м, N=8.1 кВт, =51.5%.5.4 Подбор установки УЭЦН для эксплуатации скважиныПодбор насоса к скважинам по существу сводится к выбору такого типоразмера УЭЦН, чтобы он, будучи спущен в скважину, работал в условиях оптимального или рекомендованного режима при откачке заданного дебита скважины с данной глубины. Метод подбора УЭЦН заключается в построении гидродинамической характеристики и совмещение ее с реальными характеристиками насоса.Под гидродинамической характеристикой скважины понимается совокупная характеристика работы пласта и подъемника, которая выражается графической зависимостью напора (давления) от дебита (подачи) Уравнение притока жидкости в скважину имеет вид: (1)где Кпр – коэффициент продуктивности скважины (т/(сут*Мпа)), Рпл– пластовое и забойное давление(МПа), – дебит скважины (т/сут).Забойное давление вычисляется по формуле: (2)Давление на приеме насоса: (3) - плотность жидкости в интервале от забоя скважины до приема насоса, Lс – глубина скважины. Принимая давление на приеме насоса оптимальным Ропт, вычисляем глубину спуска насоса Нн: (4)Затем по экспериментальным кривым распределения давления (рисунок 22) в зависимости от обводненности и устьевого давления определяется давление на выкиде насоса Рвых заданной подаче Q.Давление Рн, и напор насоса Ннас насоса необходимые для подъема заданного Q на поверхность, рассчитывается в виде ; (5) (6)где -плотность смеси на устье в НКТ;-плотность смеси в насосе ЭЦН.Рисунок 22. Экспериментальные кривые распределения давления смеси в НКТ по глубине на Верх-Тарском месторождении.Кривые 1, 2, 3, 4, 5,6 получены соответственно, при обводненности В = 0,1; 0,3; 0,5; 0,7; 0,9. Задаваясь несколькими значениями дебитов (подач) Qj вычисляют для каждого из них соответствующие Ннj, Рвыхj, Ннасj по формулам 4 6 и строят графическую зависимость, которая совмещается с реальными характеристиками УЭЦН на скважинной продукции. Точки пересечения характеризуют возможные совместные (согласованные) режимы работ системы. После выбора необходимого насоса в соответствии с технической характеристикой установок УЭЦН определяют полный комплекс установки УЭЦН.5.5 Краткое описание и общая УЭЦНУстановки погружных центробежных насосов в модульном исполнение типов УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки продукции нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ и механические примеси. Для добычи нефти в высокодебитных скважинах с дебитом 10-1300 м3/сут. и высотой подъема (напором) от 500 до 2800 м широко применяют погружные электрические центробежные насосы. Установки выпускаются двух видов – модульные и немодульные; трех исполнений: обычное, коррозионостойкое и повышенной износостойкости. Для ЭЦН характерен большой межремонтный период их работы.Установка ПЦЭН (рисунок 23) включает:Рисунок 23. Схема установки погружного центробежного насоса в скважине.Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика.ПЦЭН опускается в скважину под расчетный динамический уровень. Жидкость подается наверх по трубам НКТ, к наружной стороне НКТ с помощью металлических поясов (клямс) прикреплён токоведущий кабель. В зависимости от поперечного размера погружного агрегата УЭЦН делят на три условные группы: 5; 5A и 6 с диаметрами 93; 103; 114 мм, предназначенные для эксплуатационных колонн соответственно не менее 121,7; 130; 144,3 мм. Расшифровка условных обозначений установок приведена на примере У2ЭЦННИ6-350-1100. Здесь: У - установка; 2-номер модификации; Э - с приводом от погружного электродвигателя; Ц - центробежный; Н- насос; И- повышенной износостойкости (повышенной коррозионной стойкости); 6(5;5А)-группа установки; 350-подача насоса в оптимальном режиме по воде в м3/сут; 1100-напор, развиваемый насосом в метрах водяного столба.Пример шифра установок-УЭЦНМК5-125-1300 означает: УЭЦНМК - установка электроцентробежного насоса модульного и коррозионно-стойкого исполнения; 5-группа насоса; 125-подача, м3/сут; 1300-развиваемый напор (Таблица 9)Таблица 9.Характеристика погружных центробежных насосов Шифр насосаK. П. Д. %Номинальная подача, мНапор, мЧисло ступенейЧисло секцийЭЦНМ5А-10-1100281011002542ЭЦНМ5А-20-10003720100024622ЭЦН5-40-140039,6401425-10152732ЭЦНМ5А-50-10004550100019212ЭЦН5-80-120051,5801285-7152742ЭЦН5-80-155051,58016003642ЭЦН5-80-180051,580178041333ЭЦН-130-120058,51301330-8702832ЭЦН5-130-140058,5130146034832ЭЦН5-200-80050200960-54522521ЭЦН5А-100-1350511001520-109026421ЭЦН5А-160-110058,71601225-71022422ЭЦН5А-160-1200611601560-10402742ЭЦН5А-160-175061160175534631ЭЦН5А-250-80060,3250890-49014521ЭЦН5А-250-100060,22501160-61018521ЭЦН5А-250-1400602501580-93026531ЭЦН5А-360-60059,7360660-49013422ЭЦН5А-360-70060360810-55016121ЭЦН6-100-1500491001610-109021322ЭЦН6-160-145057,61601715-123024924ЭЦН6-250-1050632501100-82018522ЭЦНИ6-350-110062,13501170-71015422ЭЦНИ6-500-75061,5500860-4801572ЭЦНК5-80-155051,58016003642ЭЦНК5-130-120058,51301330-8702832Выпускаемые серийно УЭЦН имеют длину от 15,5 до 39,2 м и массу от 626 до 2541 кг в зависимости от числа модулей (секций) и их параметров.Характеристики пластовых жидкостей перекачивающихся УЭЦН:- максимальное содержание попутной воды - 99%;- водородный показатель попутной воды рН - 6,0-8,5;- максимальная плотность жидкости - 1400 кг/м3;- максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД - 1 мм2/с;- максимальная массовая концентрация твердых частиц - 0,1г/л;- микро твердость частиц не более 5 баллов по Моосу;- максимальное содержание свободного газа на приеме насоса - 25%;- при использовании газосепаратора содержание свободного газа в пластовой жидкости в зоне подвески насоса допустимо до 55% по объему;- максимальная концентрация сероводорода для насосов обычного исполнения - 0,01 г/л;- для насосов коррозионно-стойкого исполнения - 1,25 г/л;- максимальная температура - 90С (для насосов типа REDA до 120С);Скважины, в которых эксплуатируются установки, должны удовлетворять следующим условиям:- минимальный внутренний диаметр скважины для каждого типоразмера насоса согласно технического описания на модуль секции и двигатели;- максимальный темп набора кривизны ствола скважины - 2 на 10м;- максимальное гидростатическое давление в зоне подвески установки - 250 кгс/см2;- в зоне работы установки отклонение ствола скважины от вертикали должно быть не более 40. 5.6 Анализ эффективности работы фонда скважин оборудованных УЭЦН Верх – Тарского месторождения.5.6.1 Презентация.6. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И БОРЬБЕС ОСЛОЖНЯЮЩИМИ ФАКТОРАМИК осложнениям при эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН необходимо отнести следующие факторы:- Полеты;- Сверхнормативная кривизна скважин;- Образование сульфидсодержащих осадков;- Коррозионный износ подземного оборудования;- Механические примеси;- Отложения АСПО в оборудовании, в НКТ и выкидных линиях;- Снижение продуктивности скважины;При эксплуатации скважин необходимо предусмотреть меры по устранению или борьбе с перечисленными осложнениями.6.1. Осложненные условия, которые могут привести к полетам УЭЦН и методы борьбы с ними:- Высокое содержание механических примесей;- Обводненность пластовой жидкости;- Изгиб установки, вызванный искривлением скважины;- Снижение динамического уровня;- Отклонение от вертикальности ствола скважины в месте установки;- Низкое качество нового и отремонтированного оборудования;Все перечисленные причины, приводят к возникновению высоких уровней вибрационных нагрузок в установках ЭЦН. Ниже последовательно рассматривается ряд способов, направленных на снижение вибрационных нагрузок в УЭЦН и предотвращение их самопроизвольных расчленений и «полетов».6.2 Вибродиагностика УЭЦНВ современном производстве существует три стратегии технического обслуживания: ремонт при достижении аварийного состояния механизма (наработка на отказ), планово-предупредительный ремонт механизма, диагностика технического механизма. Диагностика позволяет снизить удельные затраты на ремонт механизма по сравнению с первыми двумя стратегиями, так как исключает лишние ремонтные операции, и предупреждает достижение аварийного состояния механизма. Техническое обслуживание с диагностикой предполагает наличие диагностической системы, т.е. системы контроля мгновенного состояния машины с определением конкретной неисправности.6.2.1 Назначение и основные принципы вибродиагностики УЭЦНОдним из наиболее эффективных методов диагностики является вибродиагностика, которая предполагает измерение виброакустического сигнала, сопровождающего работу механизма. Все вращающиеся части механизмов создают механические колебания. Ухудшение технического состояния механизма (разбалансировка, механический износ, ослабление крепежных элементов и т.д.) сопровождается увеличением уровня механических колебаний. Контролируя уровень вибрации машины, можно достаточно точно определить ее техническое состояние. Параметры вибрации измеряют при помощи специальных датчиков – акселерометров, устанавливаемых непосредственно на исследуемых узлах механизма.Эксплуатация нефтяных скважин механизированным способом, в том числе – с УЭЦН, связана со значительными затратами на ремонт погружного оборудования. Это объясняется дороговизной погружных насосов, их сравнительно малым сроком службы, связанным с тяжелыми условиями эксплуатации, а так же высокой стоимостью спуско-подъемных операций. Снижение этих затрат возможно при внедрении методов контроля за техническим состоянием погружного оборудования.Существует два способа контроля состояния УЭЦН. Первый – это контроль вибрационных параметров в скважине при помощи датчиков, вмонтированных в корпус насоса. Второй – снятие вибрационных характеристик при входном и выходном контроле УЭЦН. Первый метод контроля имеет цель не допустить полет установки, вызванный резким повышением вибрации. Второй метод позволяет определить состояние установки, выявить конкретные неисправности и, следовательно, предотвратить отправку на скважину неисправного оборудования. Вибродиагностика УЭЦН с малой наработкой позволяет отказаться от неоправданных ремонтов и сократить производственные расходы.6.2.2 Виды вибродиагностических работВ рамках программы вибродиагностики в НБпоРиНЭО технологический отдел и служба технического контроля проводят следующие работы:Полный выходной контроль вибрационных параметров ПЭД с последующей их расшифровкой, отбраковкой неисправных экземпляров, повторный ремонт и замена неисправных узлов и деталей;Выборочный входной и выходной контроль вибрации УЭЦН стандартной и нестандартной комплектации;Разовые экспериментальные работы для уточнения критериев неисправностей ПЭД и УЭЦН в сборе;Вибродиагностика УЭЦН с малой наработкой с последующим принятием решения о целесообразности ремонта;Составление и систематическое заполнение компьютерных баз данных по всем видам диагностируемого оборудования.6.2.3 Описание средств вибродиагностикиКак отмечалось выше, для снятия вибрационных характеристик необходимо иметь специальный датчик, преобразующий механические колебания в электрический сигнал. Кроме того, нужен вторичный прибор, способный измерить величину этого сигнала и отобразить его в доступной для восприятия форме.В НБпоРиНЭО в качестве средства вибродиагностики используется портативный виброанализатор американской фирмы «CSI» модели 2115. В комплект прибора входит выносной датчик (акселерометр), соединительный провод датчика, футляр, ремень для переноски, зарядное устройство для аккумуляторной батареи, два соединительных кабеля для подключения к ПЭВМ, а так же пакет компьютерных программ «Mastertrend» для обработки результатов измерений и составления баз данных.Виброанализатор оснащен процессором, способным анализировать поступающий с датчика сигнал. Датчик, выполненный в виде щупа, присоединяется к анализатору с помощью кабеля. Обработанная информация заносится в память анализатора. Комплект «CSI» позволяет производить замеры вибрации в диапазоне от 2 до 1500 Гц с динамическим диапазоном 70 dB(А). Обработанная процессором информация о вибрационных параметрах может выводиться на дисплее анализатора или компьютера в любой удобной для пользователя форме:- Виброспектр.- Общий среднеквадратичный уровень вибрации.- Форма волны колебаний.Пользователь может выбрать любую удобную для себя систему исчисления. С помощью анализатора можно достаточно точно определить скорость вращения ротора ПЭД или насоса, используя закономерность распределения виброскоростей в спектре частот. Анализатор может хранить в памяти 1300 спектров.6.2.4 Описание методики вибродиагностики ПЭДВибродиагностика ПЭД включает в себя снятие амплитудно-частотной характеристики (виброспектра), ее расшифровку и составление заключения о пригодности ПЭД к эксплуатации. Замеры вибрации проводятся на стенд-скважине после прогрева и обкатки двигателя в течение одного часа. Двигатель подвешивается на фланце скважины с помощью хомута-элеватора. Контролер СТК, прошедший специальное обучение, и получивший допуск к работе на стенде-скважине, проводит замеры, устанавливая шуп в определенные точки на головке двигателя: три радиальные и одну аксиальную на торце шпильки головки ПЭД. По окончании замеров информация перекачивается в компьютерную базу данных. После анализа полученного виброспектра дается заключение о пригодности ПЭД к комплектации. Расшифровка спектрограммы основана на сопоставлении уровней вибрации на отдельных частотах с предельно допустимыми значениями. Таблица, содержащая предельные значения вибрации на отдельных частотах с указанием характерных неисправностей, получена путем статистического анализа базы данных, накопленной за несколько лет.