Общие сведения о месторождении

2)Внедрить термонометрические системы СКАД-2 и ТСКиУПЭ ОАО «Ижевский радиозавод».

3)Заменить станции управления ШГС 5805 на СУ НПФ «ЭЛЕКТРОН ЛТД».

4)Внедрить установки автоматического вывода на режим скважин с УЭЦН «МИКОН-811» (Татарстан, г. Набережные Челны), что позволит:

• контролировать уровень жидкости в скважине;
• контролировать давление в выкидном коллекторе;
• автоматически включать и отключать УЭЦН;
• вести протокол событий, снятие КВУ;

5)Разработать надёжные пакеры-отсекатели для производства подземного ремонта скважин без глушения;

6)Увеличить точность замеров дебитов скважин, раздельный замер газа, воды;

7)Оснастить выкидные линии фонтанных арматур регулируемыми штуцерами (АО «ВНИТИ», г. С Петербург).

8)Оснастить ЦНИПР и ЦДНГ новыми исследовательским оборудованием.

9)Усилить контроль за качеством проводимых работ с УЭЦН на всех этапах.

   Для реализации  данных мероприятий необходимы  дополнительные инвестиции для  закупки нового оборудования  и модернизации отечественных  заводов. Необходима заинтересованность нефтедобытчиков в производстве надёжного отечественного оборудования. Данные затраты окупятся за счёт дополнительно добытой нефти, полученной в результате снижения потерь из-за отказов оборудования. 

 

2.7.    Защита УЭЦН от механических примесей с использованием стоячих ультразвуковых волн, сформированных ниже приема насоса

 

 

      Важнейшей  научно-технической проблемой разработки  месторождений является одновременное  обеспечение высоких уровней  и темпов добычи углеводородного сырья при наиболее полном извлечении его из недр с высокими технико-экономическими показателями работы нефтегазодобывающих предприятий. Основными технологическими причинами, не позволяющими эффективно решить эту проблему, являются пескопроявление и вынос мехпримесей при эксплуатации скважин.

 Если до последнего  времени эта проблема была  весьма актуальной для месторождений  Азербайджана, Краснодарского края  и др., то сейчас целый ряд  ее аспектов требует решения  в условиях разработки месторождений  Западной Сибири. Так, например, на Самотлорском месторождении наметилась устойчивая тенденция ежегодного увеличения отказов установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) по причине высокого содержания мехпримесей в продукции скважин.

Если учитывать тот  факт, что доля добычи нефти установками электроцентробежных насосов на месторождениях составляет порядка 70 %, то решение проблемы защиты внутрискважинного насосного оборудования от влияния мехпримесей весьма актуально. В первую очередь оно скажется на повышении производительности скважин, уменьшении затрат на капитальный и текущий ремонты и в конечном итоге приведет к снижению себестоимости добычи нефти за счет увеличения наработки на отказ внутрискважинного оборудования.

Авторами разработана  технология защиты УЭЦН от мехпримесей, основанная на использовании ультразвукового поля. Известно, что под влиянием звуковых колебаний между частицами, колеблющимися в звуковом поле, могут возникать силы. Для сферических частиц этот процесс был экспериментально и теоретически исследован Кенигом в связи с работами Бьеркнеса. На этом явлении основано отчасти возникновение пылевых фигур в трубках Кундта. При возникновении между частицами сил притяжения происходит процесс коагуляции, т. е. укрупнение частиц. Процесс коагуляции используется в разнообразных технологических процессах (очистка воды от ила, глин и бактерий, выделение каучука из латекса и т. д.) .

Для защиты УЭЦН от мехпримесей  авторами предложено использовать акустическую решетку в ультразвуковом диапазоне  частот, сформированную стоячими волнами ниже приема насоса. В качестве устройства, преобразующего низкочастотный шум ЭЦН в ультразвуковой диапазон частот, а также с целью создания стоячей звуковой волны применим резонатор (акустический преобразователь шума — АПШ).

Стоячая звуковая волна — колебания, возникающие в результате интерференции (наложения) двух бегущих волн, амплитуды которых одинаковы, а направления расположения взаимно противоположны. Стоячие волны возникают также при отражении излучаемой волны от преграды в результате наложения отраженной волны на излучаемую. Точки системы, в которых амплитуда стоячей волны максимальна, называется пучностями, а точки, в которых амплитуда стоячей волны равна нулю — узлами.

В пучностях стоячих  волн отмечается максимальная колебательная скорость, а у стенки обсадной трубы, где фиксируются узлы волн, скорость колебания частиц равна нулю. Следовательно, длина волны должна уложиться в кольцевом зазоре между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной корпуса резонатора .

Зная внутренний диаметр обсадной колонны (наример, 154 мм) и задавшись диаметром резонатора (например, 40 мм) несложно подсчитать, что длина стоячей волны X, необходимая для коагуляции частиц, составит 57 мм. Тогда частота АПШ, рассчитанная  составит 26 кГц.

Для достижения наибольшей коагуляции взвешенных в добываемой жидкости частиц целесообразно использовать систему резонаторов, состоящую из отдельных АПШ, расположенных друг над другом общей длиной 1,5...2,0 м, и установленных через переводник непосредственно под компенсатор гидрозащиты погружного электродвигателя ЭЦН (рисунок 2).

Таким образом, существует реальная возможность для коагуляции взвешенных частиц в жидкости. Коагулируя в ультразвуковом диапазоне частот, частицы увеличиваются в размерах и выпадают в осадок под действием сил гравитации. Тем самым, применив данный эффект для защиты внутрискважинного оборудования при интенсивном выносе мехпримесей из пласта, возможно избежать износа рабочих органов насосов, увеличить межремонтный период скважин, снизить эксплуатационные затраты а следовательно, снизить себестоимость добычи нефти.

В результате промысловых  испытаний АПШ удалось снизить  концентрацию взвешенных частиц в продукции  скважины в 3...4 раза, что позволяет  рекомендовать их к внедрению  на полетоопасных скважинах и скважинах с высоким содержанием серы.

 

 

2.8 Расчет и подбор оборудования для ЭЦН

 

Исходные данные для  расчета:

Hф=1870 м – глубина  скважины

G0=7 м3/т МПа – газовый  фактор

ρж=850 кг/м3 – плотность  жидкости

B=1,12 – объемный коэффициент

hст=510 м – статический уровень

ν=2*10-6 м2/с - вязкость

l=30 м – расстояние  от устья скважины до сепаратора

hг=2,5 м – превышение  уровня жидкости в сепараторе  над устьем скважины

pс=0,14 Па – избыточное  давление в сепараторе

Q=140 м3/сут – дебит  жидкости

K=90 т/сут МПа – коэффициент продолжительности скважины

Д= 168 мм – наружный диаметр  эксплуатационной колонны

 

1) Выбор диаметра насосных  труб

Для определения диаметра труб (по рисунку 6) необходимо из точки  дебита провести вертикаль вверх  до пересечения кривых потерь напора в трубах разного диаметра. Затем, исходя из предварительно принятого к. п. д., найти в пересечении указанной вертикали с линией 0,94 необходимый диаметр труб.

При к. п. д. насосных труб ηтр = 0,94 (пунктирная линия) пропускная способность 48-мм труб примерно равна 150 м3/сут. Следовательно, можно принять трубы с d=48 мм.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1 - Кривые потерь напора в насосных трубах.

 

2) Определение необходимого  напора ЭЦН

 

                              H=hст+∆h+hтр+hг+hс               [5, стр. 138]               (1)

 

где  hст = 500 м — статический  уровень; ∆h-  депрессия при показателе степени уравнения притока, равном единице

 

                                        ∆h=Q/K                             [5, стр. 138]                (2)

 

               ∆h =140/90*10-6 = 1,5 МПа или 150 м

 

 где hтр - потери напора за счет трения и местных сопротивлений при движении жидкости в трубах от насоса до сепаратора;

      hг = 2,5 м — разность геодезических отметок устья скважины и сепаратора; hс=0,1 МПа - избыточный напор в сепараторе

 

                              hтр=1,08*10-7*(L+l)*Q2/d5       [5, стр. 138]               (3)

 

где L -  глубина спуска насоса, м;

 

                                        L = hд+h                                 [5, стр. 138]             (4)

 

 

Здесь hд - расстояние от устья до динамического уровня, h = 50 м - глубина погружения насоса под  динамический уровень, которая зависит  от количества свободного газа на этой глубине и определяется приближенно  расчетными способами различного рода

 

                                         hд = hст+ ∆h                          [5, стр. 138]            (5)

 

                                       hд =510 + 150 = 660 м;

 

                                                      L= 660 + 50 = 710 м

 

Коэффициент гидравлического сопротивления при движении в трубах однофазной жидкости определяется в зависимости от числа Рейнольдса Rе и относительной гладкости труб

 

                            Rе=υср*d/ν=14.7*10-6*Q/dυ              [5, стр. 138]          (6)

 

где d = 0,0403 м - внутренний диаметр 48-мм труб.

 

                      Rе =14,7*10-6*140/0,0403*2*10-6=25533

 

Относительная гладкость  труб

 

                                        ks=d/2∆                                    [5, стр. 138]          (7)

 

где d- диаметр труб, мм; ∆ = 0,1 мм - шероховатость стенок труб, м

 

                                   ks=40,3/2*0,1=202

 

По полученным значениям Rе=25533 и ks=202 находим из графика (рисунок 2) λ= 0,03

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 2 –График для определения коэффициента гидравлического сопротивлении в зависимости от числа Рейнольдса и относительной гладкости труб

 

Определим потери напора на трение и местные сопротивления  по формуле (3)

 

      hтр= 1,08*10-7*0,03*(710+30)*1402/0,04035=320*103 Па

 

Необходимый напор насоса в заданных условиях по формуле (1) будет

 

               Нc=510+150+32+2,5+10=704,5 м ст. жидкости.

 

3) Подбор насоса

Для получения дебита Q=140 м3/сут и напора Hc=704.5 м ст. жидкости наиболее подходит насос 1ЭЦН-130-600 с  числом ступеней z=164. (5, по прил. 13, стр.260-261)

Согласно кривым рабочей  характеристики этот насос (рисунок 8) при η= 0,5 и в пределах устойчивой зоны его работы развивает подачу Q= 100—155 м³/сут и напор соответственно Hн=765 — 500 м ст. жидкости. При получении заданного дебита Q= 140 м3/сут насос будет создавать напор H= 720 м ст. жидкости

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 3 - Рабочая характеристика насоса 1ЭЦН-130-600

 

Число ступеней, которое  надо снять с насоса для получении  необходимого напора, равно

 

                            ∆ z = (1-Hс/Hн)* z                            [5, стр. 140]            (8)

 

                                   ∆ z=(1-704,5/720)*164=4

 

Следовательно, насос 1ЭЦН6-100-900 должен иметь 164-4 = 160 ступеней.

 

4)Выбор кабеля

Выбираем (5, по прил. 13, стр.260-261) трехжильный круглый кабель КрБ  К3 х 25 с площадью сечения 25 мм2 и диаметром 32,1 м.  На длине насоса и протектора (около. 7 м) берем трехжильный плоский кабель Кр5ПЗ х 16 с площадью сечения 16 мм2 и толщиной 13,1 мм.

Потери электроэнергии в кабеле КрБКЗЖ25 длиной 100 м:

 

                               ∆Рк=3.*10-3*I2R                          [5, стр. 141]              (9)

 

где I=70А - сила тока в статоре электродвигателя ПЭД-35-123; R - сопротивление в кабеле, Ом.

 

Сопротивление в кабеле длиной 100 м 

 

                               R =100*ρt*1/q                                [5, стр. 141]            (10)

 

где ρt - удельное сопротивление кабеля при температуре Тk, Ом *мм2/м; q =25 мм2 - площадь сечения жилы кабеля

Удельное сопротивление  кабеля при Тк= 313К

 

                                ρt=ρ*[1+α*(Tk — Т293)]              [5, стр. 141]            (11)

 

где ρ=0,0175 Омм2/м - удельное сопротивление меди при Т = 293 К; α=0,004 - температурньтй коэффициент для меди.

Следовательно, сопротивление R по формуле (10):

 

                            R=100*0,019*1/25=0,076 Ом.