Причины нарушения нормальной работы скважины 2 страница

2) КР 6-2 бурение песчанного стакана;

3) КР 6-3 фрезерование батмана колонны с углублением ствола;

4) КР 6-4 бурение под оборудование шурфов и артезианских скважин;

– КР 7 Обработка призабойной зоны:

1) КР 7-1 проведение кислотной обработки;

2) КР 7-2 проведение гидроразрыва пласта;

3) КР 7-3 проведение гидропескоструйной перфорации (ГПП);

4) КР 7-4 виброобработка призабойной зоны;

5) КР 7-5 термообработка призабойной зоны;

6) КР 7-6 промывка призабойной зоны растворами соляной кислоты;

7) КР 7-7 промывка призабойной зоны раствором ПАВ;

8) КР 7-8 обработка термогазохимическими методами;

9) КР 7-9 прочие виды обработки;

10) КР 7-10 выравнивание профиля приёмистости нагнетательных скважин;

11) КР 7-11 дополнительное торпедирование и перфорация ранее простреленных интервалов;

– КР-8 исследование скважины в том числе:

1) КР 8-1 исследования характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза;

2) КР 8-2 оценка технического состояния скважины, обследование скважины;

– КР-9 перевод скважины использование по другому назначению, в том числе:

1) КР 9-1 освоение скважин под нагнетательные;

2) КР 9-2 перевод скважин под отбор тех воды;

3) КР 9-3 перевод скважин по наблюдательные пьезометрические;

4) КР 9-4 перевод под нагнетательные теплоносителя или воздуха;

– КР 10 ввод в эксплуатацию и ремонт негнетательных скважин:

1) КР 10-1 Оснащение паро- и воздухо-нагнетательных скважин противопесочным оборудованием;

2) КР 10-2 Промывка в паро- и воздухо-нагнетательных скважинах песчаных пробок;

– КР 11 консервация и расконсервация скважин;

– КР 12 ликвидация скважин;

– КР 13 прочие виды работ.

Особое место в работах по капитальному ремонту скважин занимают ремонтно-исправительные работы, герметизация устья, исправление и замена поврежденной части колонны, перекрытие дефектов в колонне, установка и разбуривание цементных пробок, изоляционные работы, крепление пород призабойной зоны пласта, очистка фильтра, переход на другой продуктивный горизонт, зарезка и бурение второго ствола, ловильные работы. К капитальному ремонту относятся также работы, связанные с воздействием на призабойную зону пласта: гидравлический разрыв, гидропескоструйная перфорация, солянокислотная обработка, термокислотная обработка и другие.

Работы проводимые при текущем ремонте:

– ТР-1 оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию из бурения;

1) ТР 1-1 ввод фонтанных скважин;

2) ТР 1-2 ввод фонтанных скважин, газлифтных скважин;

3) ТР 1-3 ввод скважин оборудованных штанговыми насосами;

4) ТР 1-4 ввод скважин оборудованных центробежными электронасосами;

– ТР-2 перевод скважины на другой способ эксплуатации;

1) ТР 2-1 с фонтанного на газлифтный;

2) ТР 2-2 с фонтанной на ШГН;

3) ТР 2-3 с фонтанного на ЭЦН;

4) ТР 2-4 с газлифтного на ШГН;

5) ТР 2-5 с газлифтного на ЭЦН;

6) ТР 2-6 с ШГН на ЭЦН;

7) ТР 2-7 с ЭЦН на ШГН;

8) ТР 2-8 с ШГН на одновременно раздельную эксплуатацию(ОРЗ);

9) ТР 2-9 с ЭЦН на ОРЗ;

10) ТР 2-10 прочие виды перевода;

– ТР-3 оптимизация режима эксплуатации;

1) ТР 3-1 изменение глубины подвески, смена типаразмера ШГН;

2) ТР 3-2 изменение глубины подвески, смена типаразмера ЭЦН;

3) ТР 3-3 изменения режима работы газлифтного подъёмника с заменой скважинного оборудования;

– ТР-4 ремонт скважин оборудованных ШГН;

1) ТР 4-1 ревизия и смена скважинного насоса;

2) ТР 4-2 устранение обрыва штанг;

3) ТР 4-3 устранение отвинчивания штанг;

4) ТР 4-4 замена штанг;

5) ТР 4-5 замена полированных штанг;

6) ТР 4-6 замена, опресовка и устранение не герметичности НКТ;

7) ТР 4-7 очистка и пропарка НКТ;

8) ТР 4-8 ревизия, смена устьевого оборудования;

– ТР-5 ремонт скважин оборудованных ЭЦН;

1) ТР 5-1 ревизия и смена насоса;

2) ТР 5-2 смена электродвигателя;

3) ТР 5-3 устранение повреждений кабеля;

4) ТР 5-4 ревизия, смена и устранение не герметичности НКТ;

5) ТР 5-5 очистка и пропарка НКТ;

6) ТР 5-6 ревизия смена устьевого оборудования;

– ТР-6 ремонт фонтанных скважин;

1) ТР 6-1 ревизия, смена, опресовка и устранение не герметичности НКТ;

2) ТР 6-2 очистка и пропарка НКТ;

3) ТР 6-3 смена, ревизия устьевого оборудования;

– ТР-7 ремонт газлифтных скважин;

1) ТР 7-1 ревизия, смена, опресовка и устранение не герметичности НКТ;

2) ТР 7-2 очистка и пропарка НКТ;

3) ТР 7-3 ревизия, очистка газлифтных клапанов;

4) ТР 7-4 ревизия, смена устьевого оборудования;

– ТР-8 ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин;

– ТР-9 очистка и промывка забоя скважин;

1) ТР 9-1 промывка горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ;

2) ТР 9-2 обработка химическими реагентами забоя скважины;

– ТР-10 опотные работы по испытанию новых видов подземного оборудования.

– ТР-11 прочие виды работ.

Подбор оборудования для эксплуатации скважин УЭЦН.

Подбором установки погружного центробежного насоса УЭЦН к скважине обычно называют выбор таких типоразмеров насоса, погруженного электродвигателя с гидрозащитой электрокабеля, автотрансформатора или трансформатора, диаметра насосно-компрессорных труб и глубина спуска насоса в скважину, сочетание которых обеспечивает на установившемся режиме эксплуатации скважины технологическую или техническую нормы отбора жидкости при наименьших затратах.

Определяем забойное давление при заданном дебите по уравнению притока:

, (2.1)

где - забойное давление, МПа;

- пластовое давлении, МПа;

- дебит скважины, т/сут;

- коэффициент продуктивности, т/сутМПа.

Выбираем диаметр труб: наружный диаметр равен73 мм; внутренний диаметр равен 62 мм

Определяем глубину спуска насоса из условия обеспечения минимально необходимого давления на приеме насоса Р_пропт:

, (2.2)

где - забойное давление, МПа;

- глубина скважины, м;

- ускорение свободного падения, м/с²;

- плотность смеси.

Плотность смеси определяется по формуле 2.3:

, (2.3)

где - обводненность жидкости в долях;

- плотность воды, кг/м³;

- плотность нефти, кг/м³.

кг/м³

где - оптимальное давление.

Оптимальное давление на приеме насоса выбирается в зависимости от обводненности и газового фактора по промысловым данным или по кривым газосодержания:

(2.4)

При отсутствии конкретных рекомендаций принять приближенно:

МПа

м

Для выбора насоса определяют требуемое давление насоса, равное потерям давления в скважине:

(2.5)

где - устьевое давление, МПа;

- потери давления на преодоление сил трения.

Потери давления на преодоление сил трения, определяется по формуле 2.6:

, (2.6)

где - глубина спуска насоса, м;

- коэффициент гидравлического сопротивления, определяется в зависимости от числа Рейнольдса и относительной гладкости труб .

Находим число Рейнольдса:

, (2.7)

где - внутренний диаметр труб, м;

- кинематическая вязкость жидкости, м²/с.

В зависимости от числа Рейнольдса определяем коэффициент гидравлических сопротивлений по формуле 2.8:

(2.8)

Работу газа определяем по формуле 2.9:

(2.9)

где - внутренний диаметр НКТ, мм;

- газовый фактор, м³/т;

- давление на устье, МПа;

- давление насыщения, МПа;

- обводненность продукции, %.

м

МПа

Тогда требуемое давление составит:

Р_н=1881×1104,6×9,81×10^-6+3,2+0,43-83,3×1104,6×9,81×10^-6-3,3=19,8МПа

Определяем требуемый напор насоса:

(2.10)

м

Определяем группу насоса в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, руководствуясь таблицей 2.2.

Таблица 2.2– Определение группы насоса

D (Dвн)	Группа насоса	Диаметр насоса, мм
140 (121,7) мм
146 (130) мм	5А
168 (144,6) мм

Выбираем тип насоса по напору и производительности УЭЦН5A-250-2200; при КПД равном 61,5 процентов

Гидрозащиту и электродвигатель выбираем согласно комплектности поставку установки: двигатель: ПЭД125-117МВ5сила тока равна 51,5 А; гидрозащита: П-92.

Проверяем соответствие мощности двигателя условиям откачки, для чего определяем необходимую мощность и сравниваем с мощностью выбранного двигателя, согласно комплектности:

(2.11)

кВт

Двигатель соответствует условиям откачки, так как 102,5 кВт меньше 125 кВт.

По выбранному двигателю выбираем плоский кабель. От длины и сечения кабеля зависят потери электроэнергии в нем и КПД установки: выбираем кабель: КПБП 3×16; плоский.

Потери электроэнергии в кабеле КПБК длиной до 100 м определяем по формуле 2.12:

, (2.12)

где - сила тока в статоре электродвигателя, равна 37А;

- сопротивление в кабеле, Ом.

Сопротивление в кабеле длиной 100 м можно определить по формуле 2.13:

, (2.13)

где - удельное сопротивление кабеля при температуре Т_к, Ом мм²/м;

- площадь сечения жилы кабеля, мм.²

Удельное сопротивление кабеля при Т_к определяется по формуле 2.14:

, (2.14)

где - удельное сопротивление меди при Т равной 293 °К, 0,0175 Ом мм²/м;

- температурный коэффициент для меди, равный 0,004.

Оммм²/м

Сопротивление в кабеле составит:

Ом

Тогда потери составляют:

кВт

Потери электроэнергии в кабеле составляют:

, (2.15)

где - глубина спуска насоса, м;

- расстояние от скважины до станции управления, м.

кВт

Проверяем возможность спуска агрегата в скважину, для чего определяем максимальные габариты агрегата и сравниваем их с внутренним диаметром эксплуатационной колонны. Наружный диаметр двигателя, насоса и подъемных труб выбирают с учетом размещения их вместе с кабелем в эксплуатационной колонне данного диаметра. При этом имеем в виду, что погружной агрегат и ближайшая к агрегату труба составляют жесткую систему и расположение их в скважине должно рассматриваться совместно.

Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне диаметральный зазор для скважин с диаметром до 219 мм принимают равным 5-10 мм.

Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля:

, (2.16)

где - наружный диаметр электродвигателя, мм;

- наружный диаметр насоса, мм;

- толщина плоского кабеля, мм;

- толщина металлического пояса, крепящего кабель, равна 10 мм.

мм

Основной размер агрегата с учетом насосных труб и кабеля:

, (2.17)

где - диаметр муфты, мм;

- толщина плоского кабеля, мм.

мм

В результате расчетов мы получили, что меньше следовательно, обеспечивается сохранность кабеля и устраняется опасность прихвата агрегата в эксплуатационной колонне.

Автотрансформатор служит для подачи необходимого напряжения к электродвигателю с компенсацией падения напряжения в кабеле от станции управления до электродвигателя.

Для выбора автотрансформатора и определения величины напряжения во вторичной обмотке необходимо найти падение напряжения U в кабеле:

, (2.18)

где - активное удельное сопротивление кабеля, Ом/км;

- индуктивное удельное сопротивление кабеля, равно 0,1Ом/км;

- коэффициент мощности установки;

- коэффициент реактивной мощности;

I₀ - рабочий ток статора, А.

Активное удельное сопротивление кабеля определяется по формуле 2.19:

(2.19)

Ом

I₀=51,5 А

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора U₂ равно сумме напряжения электродвигателя U₁ и потерь напряжения в кабеле U, В:

(2.20)

В

В

Выбираем трансформатор по напряжению на вторичной обмотке трансформатора: ТМПН 250/10-82 УХЛ1 с пределами регулирования напряжения 2406-1652

Определяем удельный расход электроэнергии, приходящейся на 1 тонну добытой жидкости. Он определяется по формуле 2.21:

(2.21)

где Э – удельный расход электроэнергии, кВт ч/т;

- высота подачи жидкости, м;

- общий КПД установки.

Общий КПД установки, определяется по формуле 2.22:

, (2.22)

где - КПД труб, равен 0,92÷0,99;

- КПД насоса;

- КПД двигателя при неполной его загрузке, равен0,72÷085;

- КПД кабеля, который в зависимости от сечения, длины, силы тока и температуры изменяется, равен0,7÷ 0,95;

- КПД автотрансформатора, равен 0,96.

Для сравнительной оценки удельного расхода электроэнергии, чтобы исключить влияние высоты подъема, иногда определяют электроэнергии на подъем 1 тонны жидкости на 1 м.

В ч/т

Составим сравнительную таблицу расчетного и фактически установленного оборудование

Таблица 2.3 – Расчетные и фактические данные

Данные	Фактические	Расчетные
Тип установки	УЭЦН5-250-2200	УЭЦН5-250-2200
Тип кабеля	КПБП 3х16	КПБП 3 х16
Диаметр НКТ, мм
Глубина спуска, м

Как видно из таблицы 2 фактически спущенное погружное оборудование по дебиту совпадает, а по напору завышено по сравнению с расчетным.

Отличие наблюдается в глубине спуска насоса на 549 м, что приводит к дополнительному спуску труб, кабеля, и требует большей потери электроэнергии в кабеле.

В связи с тем, что нагрузка фактически спущенного оборудования будет больше, из-за большей глубины спуска насоса, то дальнейшие расчеты будем вести по ним.

Дата добавления: 2015-08-31