Дипломная (вкр): Методика подбора УЭЦН к скважине в условиях Приобского нефтяного месторождения

Для борьбы с парафином на Приобском месторождении используют 3 способа:

·  Тепловой (АДП): Закачивают горячую нефть (t = 90 град.) через затрубное пространство.

·        Химический: Закачивают хим. реагент Нефрас через затрубное пространство.

·        Механический: Через лубрикатор спускается в НКТ скребок.

АДП Закачивают горячую нефть (t = 90^оС) через затрубное пространство. Одна операция требует нефти в объеме 29 м³ (два автомобиля-ЦР 15 м³ и 14 м³) и специальный агрегат для нагрева нефти.

Вся операция занимает 2-2,5 часа, при не работающем электродвигателе, запуск его производится через 2 часа после операции.

Закачивают хим. реагент Нефрас через затрубное пространство, при работающем ЭЦН. Подача хим. реагента производится посредством дозатора (ОЗНА - Дозатор).

Парафин начинает выпадать на глубине 800м: с 800м до 650м оседает мало парафина, считается, что пробка может образоваться с 650м до устья. Скребок спускают до 650 м. Для повышения его массы снизу прикреплен лом весом в несколько килограмм. Спуск-подъем происходит при работающем ЭЦН. Сам процесс удаления парафина со стенок скважины происходит при подъеме скребка и парафин выносится потоком добываемой жидкости.

Эффективность применения этих методов на Приобском месторождении разная и распределяется следующим образом:

) АДП (закачка горячей нефти);

) Спуск скребка;

) Закачка хим. реагента Нефрас

.3.3 Некачественная эксплуатация ЭЦН

Некачественная эксплуатация ЭЦН является причиной отказа в 20% случаев. К ним можно отнести:

Брак вывода на режим;

Брак эксплуатации;

Обрыв скребка при депарафинизации

Как правило, это происходит в результате халатного отношения рабочих к своим обязанностям. Чтобы избежать подобных случаев, надо следовать регламентам о пуске ЭЦН в работу и эксплуатации.

.3.4 Некачественная подготовка скважины и УЭЦН

Некачественная подготовка скважины и УЭЦН является причиной отказа в 32% случаев.

К ним можно отнести:

·   Негерметичность лифта

·   Мех. повреждения кабеля

·   Некачественный подбор УЭЦН к скважине (необеспечен приток, повышенная температура и т.д.)

·   Брак комплектации

Что бы избежать подобных случаев надо всего лишь следовать регламентам о спуске УЭЦН в скважину и повысить качество расчетов подбора УЭЦН к спуску в скважину или поручать подбор установки более квалифицированным специалистам.

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Конструкция скважин

Эксплуатационная надежность скважины во многом определяется ее конструкцией. Для Приобского месторождения с учетом геолого-технических условий проводки скважин, уровня современной применяемой технологии, условий предупреждения осложнений и аварий в процессе бурения и последующей эксплуатации скважин рекомендуется следующая их конструкция: направление диаметром 323,9 мм спускается на глубину 40м., подъем цемента до устья; кондуктор диаметром 244,5мм - глубиной спуска для добывающих скважин - 750 м, для нагнетательных - 750м., цементируются до устья; эксплуатационная колонна из труб западного производства диаметром 146,1м, спускается до проектного забоя, цементируется с подъемом цементного раствора на 100 м. выше башмака кондуктора.

Закачка воды в нагнетательные скважины должна производиться по колонне насосно-компрессорных труб.

Конструкция нагнетательных скважин должна обеспечивать надежную эксплуатацию скважин в течение всего срока разработки месторождения при проектном давлении нагнетания. В целях защиты обсадной колонны нагнетательных скважин от высокого давления нагнетания (18,0 МПа) низ колонны НКТ следует оборудовать пакером. Устья нагнетательных скважин рекомендуется оборудовать арматурой типа АНК -1-65х210. В связи с тем, что на месторождении норма закачки менее 100м/сут., устья нагнетательных скважин при эксплуатации в зимнее время рекомендуется утеплять пенополистирольными колпаками и организовать обогрев гибкой электронагревательной лентой. Весь нагнетательный фонд должен быть оснащен расходомерами и регуляторами расхода воды.

4.2 Подземное и устьевое оборудование

Компоновка подземного оборудования УЭЦН (сверху вниз) следующая: колонна НКТ с кабелем, сливной клапан, сбивной клапан, две НКТ, электроцентробежный насос (ЭЦН), гидрозащита, погружной электродвигатель (ПЭД).

Рис. 4.1 - Установка погружного центробежного электронасоса УЭЦНМ: 1 - обратный клапан; 2 - спускной клапан; 3 - металлический пояс; 4 - НКТ; 5 - кустовая подстанция (КТППНКС); 6 - кабель; 7 - ЭЦН; 8 - ПЭД

Устье скважины оборудуется стандартной арматурой, рабочее давление должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины. Схема сборки арматуры должна быть утверждена объединением.

Арматура до установки на устье скважины должна быть спрессована в собранном виде на пробное давление, предусмотренное паспортом. Фонтанная арматура после установки на устье скважины должна быть спрессована на максимальное давление для данной эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки должны быть оформлены актом.

Арматура, независимо от ожидаемого рабочего давления должна монтироваться с полным комплектом шпилек и с уплотнениями, предусмотренными техническими условиями на монтаж арматуры.

Для измерения буферного давления и давления в затрубном пространстве на скважинах должны устанавливаться манометры с трехходовыми кранами.

нефтяной скважина центробежный насос

5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

.1 Выбор типоразмера и глубины спуска УЭЦН в скважину

Для выбора типоразмера установки погружного центробежного насоса и глубины спуска насоса в скважину выполняем следующие операции.

Составляем таблицу исходных данных для пласта А11.

Таблица 5.1

Основные параметра пласта, скважины и скважинной продукции

. Определяем значение забойного давления, соответствующего заданной технологической норме отбора жидкости, по уравнению (94) [5]:

Рзаб = Рпл - 86400* (МПа)

2. Рассчитываем и строим методом снизу вверх две кривые: кривую Р(Lэк) изменения давления по длине эксплуатационной колонны скважины в пределах от Рзаб до Рл, где Рл - давление в выкидной линии скважины, и кривую bbг(Lэк) изменения объемного расходного газосодержания в скважинной продукции по длине эксплуатационной колонны в пределах того интервала давлений.

. Разбиваем интервал давлений Рзаб - Рл на 6 ступеней, руководствуясь следующими рекомендациями: если Рзаб > Рнас, то за первую ступень берем разность DDР1 = Рзаб - Рнас, за DDР₂, DDР₃ и т.д. принимаем постепенно уменьшающиеся значения перепада давления. Для заданных значений исходных параметров берем следующий ряд ступений давления в МПа:

DDР₁ = Рзаб - Рнас = 18,66 - 11,8 = 6,66;Р₂ = 2,5; DDР₃ = 1,0; DDР₄ =0,75;DDР₅ =0,5 и DDР₆ =0,25.

. Вычисляем значения среднего абсолютного давления для каждой ступени по уравнению (95):

;

получаем значения в МПа:

Р_ср1=15,33; Р_ср2= 10,75; Р_ср3= 9,0; Р_ср4= 8,13; Р_ср5= 7,50; Р_ср6 = 7,13.

5. Вычисляем длины участков DDL_i (i = 1,2…6) эксплуатационной колонны, соответствующие 1-й, 2-й и т.д. ступеням давления, по формуле (92) [5]. При расчете DDL₁ учитываем, что Рср1 > Рнас, поэтому jj_г = 0. Расчет DDL₁ ведем в следующем порядке:

находим по формуле (12) [5] среднюю плотность нефти rr_н1:

(кг/м³);

1 находим значение b_н1 по формуле (11):

вычисляем bb_вж1 по (70):

1 вычисляем среднюю скорость смеси по (17) и (80), учитывая, что Q_г = 0, b_в = 1,

S=p/4*D_эк² = 3,14 / 4 *0,152²=0,0181 (м²):_{см. 1} = 0,0015*[1,16*(1-0,30)+0,30] / 0,0181 = 0,097 (м/с);

2 вычисляем по (23) [5] значение первой критической скорости w_кр1 потока, учитывая, что D_г =D_эк =0,152 м:

(м/c);

определяем тип и структуру смеси. Так как bb_вж1=0,270 < 0,5 и w_см1<w_кр1, согласно таблице 2 [1] смесь относится к типу Н/В и имеет капельную структуру;

находим в первом приближении длину участка эксплуатационной колонны DDL₁, соответствующую перепаду давления DDР₁ по (92), приняв приближенно jj_в1= bb_вж1,

jj_н1= 1-bb_вж1, rr_в1 = rr_всу = 1011 кг/м^3; jj_н1= 1-bb_вж1 = 1 - 0,270 = 0,73,

 (м);

1 вычисляем расстояние по оси скважины от ее устья до середины первого участка по формуле (96) [5]:

(м);

1 вычисляем среднюю температуру потока на глубине L₁ по (63) [5]:

вычисляем по (33) [5] поверхностное натяжение ss_нв между нефтью и попутной водой, определив предварительно значения ss_вг по (34) и ss_нг по (35) при Р=Рср1=15,33 МПа и Т=345 К:

вычисляем истинную долю внутренней фазы (нефти) в потоке по (27), полагая, что rr_в1 = rr_всу и что, согласно (17), w _пр.н1=Q_жсу*(1-bb_всу)/S:

вычисляем истинную долю воды в потоке по (29): jj_в1 = 1- jj_н1= 1- 0,397=0,603;

вычисляем по (92), пренебрегая членом с ll_смi, значение DDL₁ во втором приближении:

Переходим к расчету значения DDL₂. Поскольку Р_ср2 = 10,75 < Р_нас, на участке DDL₂ колонны в отличие от участка DDL₁ течет газожидкостная смесь, поэтому jj_г2 > 0 и значение его надо определить.

находим, как и при расчете DDL₁, значения: rr_н2= 663 кг/ м³; b_н2= 1,15; bb_вж2 = 0,273;

1 вычисляем объемные расходы нефти и воды: Q_н2=0,0015* *(1-0,30)*1,15= = 0,00127 м³/с; Q_В2=0,03*0,0015 = 0,00047 м³/с - величина, неизменная вдоль ствола скважины, поскольку приближенно можно принять b_в=1;

2 вычисляем средние значения приведенных скоростей нефти и воды:

w_Н2 =0,00127/0,0181=0,0705 (м/с); w_В2 =0,00047 / 0,0181 = 0,0261 (м/с);

вычисляем приближенно длину участка эксплуатационной колонны, соответствующую DDР₂, положив rr_н2= 663 кг/ м³; rr_в2= 1011 кг/ м³; jj_{г 2} = 0, jj_н2 = jj_н1 = 0,397, jj_в2 = jj_в1 = 0,603:

;

1 вычисляем расстояние L₂ от устья до середины второго участка колонны по (96):

(м);

вычисляем среднюю температуру потока на глубине L₂ по (63) [5]:

;

вычисляем значение коэффициента сверхсжимаемости попутного газа, для чего находим сначала по (57), (61), (59), (60) [5]:

По Р_пр2 и Т_пр2 выбираем из (58) выражение для расчета коэффициента сверхсжимаемости углеводородной части попутного газа и, подстав в него значения Р_пр2, Т_пр2, находим:

Далее вычисляем значение коэффициента сжимаемости азотной части попутного газа по (62):

а по (58) - значение z₂:

Вычисляем объемный расход газа через среднее сечение участка DDL₂ по (79), положив К_с=0, К_фн=К_фв=1, приравняв 0 слагаемое с сомножителем aa_г, поскольку bb_всу ЈЈ 0,65, и подставив вместо Г_н его выражение из (10):

вычисляем значение приведенной скорости газа:_пр.г2= 0,0000707/0,0181=0,004 м/с;

вычисляем скорость смеси по (17):

_см = SSw_пр.ф = 0,004+0,0697+0,0261=0,0998 м/с;

находим значение первой критической скорости w_кр1:

(м/c);

определяем тип структуры смеси по таблице 2. Так как bb_вж2 << 0,5 и w_см2 < w_кр1, смесь относится к типу (Н+Г)/В и имеет пузырьково - капельную структуру;

вычисляем значения поверхностного натяжения между фазами:

вычисляем вязкость внешней фазы (воды) потока по (39):

вычисляем истинную долю газа в смеси приняв в (36) ss_жг = ss_вг2,_ж = mm_в2, поскольку поток трехфазный типа (Н+Г)/В капельно-пузырьковой структуры:

,

где ss_вг = 0,068 и mm_в= 0,0011,

тогда

вычисляем истинную долю нефти в жидкости трехфазного потока по (27), поскольку внутренней фазой из двух жидкостей является нефть:

находим долю воды в жидкой части потока по (29): jj_в2 = 1- jj_н2= 1- 0,443=0,557;

вычисляем истинное водосодержание по (43) в водонефтегазовом потоке:

_в = jj_вж*(1-jj_г) = 0,557*(1-0,013) = 0,550;_н = jj_нж*(1-jj_г) = 0,443*(1-0,013) = 0,437;

делаем проверку результатов оценки значений истинных долей фаз в трехфазном потоке: сумма долей фаз должна быть равна 1:

,013 + 0,437 + 0,550 = 1,000;

вычисляем значение плотности попутного газа при Рср₂, Т₂ по (56):

;

вычисляем длину второго участка эксплуатационной колонны по (92):

вычисляем объемную расходную долю попутного газа в потоке на участке 2 эксплуатационной колонны по (22):

Далее вычисляем значения DDL₃…DDL₆ и bb_г3…bb_г6 аналогично вычислению DDL₂ и bb_г2

Результаты расчетов кривых Р(Lэк) и bbг(Lэк) представлены в приложении 1, в которой:

давление в верхнем сечении i-го участка эксплуатационной колонны.;

расстояние от устья до верхнего сечения i-го участка колонны по ее длине;_bb=0 - расстояние от устья до середины участка, где bb_г=0;_bbi - расстояние от устья до середины i-го участка, где bb_г>0.

По значениям Р_i, L_pi из приложения 1 строим зависимость Р(Lэк) - линия 1 на рисунке 1, а по значениям bb_гi, L_bb=0 и L_pi строим зависимость bbг(Lэк) - линия 2 на том же рисунке.