Проектирования выкидных линий от скважины оборудованной винтовой насосной установки до автомат групп замерной установки на месторождени

Шламовая труба предохраняет насос от попадания в его рабочие органы твердых частиц и окалины со стенок НКТ и стеклянной крошки в случае применения остеклованных или эмалированных НКТ. Она представляет собой обычный патрубок с боковыми отверстиями и заглушенным верхним концом. Оседающие твердые частицы накапливаются между внутренней поверхностью НКТ и наружной поверхностью шламовой трубы.

Как видно из описания, ПВН – несложная машина с небольшим числом деталей (в противоположность ПЦЭН) и в настоящее время имеет высокую надежность и достаточно большой межремонтный период. Серийные конструкции рассчитаны в основном на номинальную подачу 40, 80 и 100 м3/сут при диаметрах обсадных колонн 146 и 168 мм.

Благодаря двум винтам с правым и левым направлением их спиралей эти насосы во время работы взаимно гидравлически разгружаются, поэтому их опорные подшипники и пяты не подвергаются большим осевым усилиям. Друг от друга насосы отличаются только размерами винтов и резиновых обойм, благодаря чему достигнута и высокая унификация, и взаимозаменяемость всех деталей и узлов. Наиболее слабым местом в винтовых насосах является резиновая обойма, которая при недостатке смазки сразу выходит из строя. Винтовые насосы на вязкой жидкости работают лучше, чем на сильно обводненной продукции скважин. Они не эмульгируют нефть, как центробежные насосы. К.п.д. насоса достигает 0,8.

Винтовые насосы имеют шифр, подобный шифру центробежных насосов. Например, ЭВНТ5А-100-1000 означает: электровинтовой насос (ЭВН) тихоходный (Т) под колонну 5А с подачей 100 м3/сут, напором 1000 м. Имеются насосы, развивающие напор 1400 м. Насос ЭВНТ5А-100-1000 имеет на воде максимальный к.п.д. 0,68-0,7, а при незначительном повышении вязкости жидкости до 0,4 см2/с его максимальный к.п.д. увеличивается до 0,73-0,75.

На рисунке 2.4 показаны рабочие характеристики серийного насоса ЭВНТ5А-100-1000 при его работе на воде (кривые 1) и глицерине (кривые 2) с вязкостью 1,35 см2/с. 

Поскольку ПВН является объемной машиной, то его подача гораздо в меньшей степени, чем в ПЭЦН, зависит от напора. Повышение напора увеличивает протечки жидкости через линию контакта гребня винта с внутренней полостью резиновой обоймы, и это несколько снижает подачу. Тем не менее, для ПВН характерна более широкая область рекомендованных режимов при сохранении высоких значений к.п.д. Это позволяет один и тот же ПВН применять для эксплуатации скважин с различными динамическими уровнями.

 

Рисунок 2.4- Рабочие характеристики винтового насоса типа

ЭВНТА5А-100-1000

при работе на воде и глицерине

 

Например, для насосов с напором до м и подачами от 40 до 100 м3/сут зона оптимального к.п.д. находится в пределах напоров от 350 до 1000 м. Продолжительность работы ПВН без подъема в некоторых случаях достигла 16 мес.

Применение ПВН весьма эффективно при откачке высоковязких нефтей. Они менее чувствительны к присутствию в нефти газа, а попадание последнего в рабочие органы не вызывает срыва подачи.

В настоящее время разработаны установки типа УЭВНТ5А на подачу 16-200м3/сут при напоре 1200-900м, где Т означает – тихоходный. Их подача меньше зависит от напора. Они оказались эффективными при работе на вязких жидкостях и расходном газосодержании на приме до 0,5. Область применения их ограничена температурой до 30-70 градусов С. Слабым звеном установки является резиновая обойма. Тихоходность (частота вращения 1500 мин) по сравнению с частотой вращения (2820 мин) электродвигателя достигается соответствующими соединениями и укладкой статорной обмотки.

Так как установка электровинтового насоса и является наиболее эффективной при работе с вязкой жидкостью, она имеет существенный недостаток: для привода погружного винтового насоса требуются дорогостоящие оборудования, за которыми требуется уход и частое обслуживание - это кабель, погружной электродвигатель, протектор; а также необходимо строительство, монтаж и установка станции управления и трансформатора.

Этих недостатков лишена проектируемая электровинтовая установка (рисунок 2.5), которая приводится в действие колонной вращающихся штанг. Колонна штанг приводится в действие наземным электродвигателем через муфту пусковую. Электродвигатель тихоходный (частота вращения 1500 мин) с повышенным крутящим моментом на выходном валу.

Таким образом, отпадает необходимость в строительстве трансформатора, станции управления, применении кабеля, протектора и погружного двигателя.

Проектируемая штанговая установка с погружным винтовым насосом имеет преимущества и перед обычной ШСНУ.

На колонну штанг, через которую передается вращение винту насоса, действует постоянная нагрузка, тогда как штанги обычных глубинных насосов подвергаются циклической нагрузке, что может привести к усталостному разрушению.

При добыче нефти высокой вязкости обычными насосами трение штанг о жидкость может достигать такой величины, при которой колона штанг не будет опускаться настолько быстро, насколько это необходимо, что будет ограничивать производительность насоса.

 

 

Рисунок 2.5- Схема проектируемой установки верхнеприводного винтового электронасоса

 

 

Система привода обычных станков-качалок никогда не может быть полностью сбалансирована. Поэтому значительная часть потребляемой энергии идет на преодоление сил инерции, возникающих в результате изменения направления движения колонны штанг.

Капитальные затраты на проектируемый винтовой насос составляют порядка 50% и менее (до 25%) затрат на приобретение и установку обычных станков-качалок. Эксплуатационные издержки у проектируемого насоса также ниже: затраты энергии - на 60-75% при эксплуатации насосов данного типа с обычными глубинными насосами аналогичной производительности.

Небольшие размеры УВЭН со штанговой колонной выгодно отличает данный тип насосов от крупногабаритных станков-качалок.

 

 

Рисунок 2.6- Приводная головка УЭВН с верхним приводом

 

 

 

 

 

Рисунок 2.7- Редуктор приводной головки

 

Небольшие размеры и низкий уровень шума ставят проектируемый винтовой насос в выгодное положение с точки зрения их использования в городских условиях (рисунок 2.6-2.7). Компактность насосной установки обеспечивает прекрасную возможность использования этой системы на участках территории с повышенным количеством скважин и на морских нефтяных платформах.

 

 

 

2.2 Автоматизированная групповая замерная установка

 

Обоснование  выбора  рекомендуемых  способов  эксплуатации  скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования. Характеристика показателей  эксплуатации  скважин

Исходя из энергетической характеристики месторождения в период пробной эксплуатации предусматривается применять фонтанный способ. Устьевое оборудование будет стандартным, устье скважин оборудуется колонной головкой ОКК1-21-146х245мм с фонтанной арматурой АФК1 65х21.

Внутрискважинное оборудование – колонна НКТ 73х5,5мм.  

В начале пробной эксплуатации скважины предполагается эксплуатировать на естественном режиме фонтанным способом. В случае прекращения фонтанирования в качестве основного способа  эксплуатации, предлагается механизированный с винтовыми насосами с поверхностными приводами (ВП). Выбранное оборудование должно обеспечить максимальный отбор жидкости по скважинам, предусмотренный в рекомендуемом варианте.

На рассматриваемых эксплуатационных скважинах вязкость добываемой продукции в пластовых условиях составляет от 1,31 до 3,16 мПа*с, плотность нефти в стандартных условиях в среднем составляет 0,818 т/м3.

При фонтанном способе  эксплуатации скважины работают на 3-7 мм штуцере со средним дебитом жидкости 45,7 т/сут, при последующей обводненности  в среднем 10%.

Скважины для пробной эксплуатации оборудованы одноступенчатыми  фонтанными подъемниками, состоящими из труб диаметром 73 мм.

Учитывая физико-химические свойства нефти на месторождении Блиновское при значительном отложении парафина, смол и возможной обводненности, рекомендуется применять винтовые электронасосы. В связи с переходом с фонтанного на насосный  способ добычи нефти винтовыми системами, верхняя часть фонтанных арматур демонтировалась и фонтанная арматура совмещалась  с приводными головками  винтовых  насосов.

При механизированном способе эксплуатации рекомендуется применять три вида винтовых насосов («Мойно», «Гриффин», «Протекс») различных модификаций, которые  работают с производительностью 16-60 м3/сут на 1000 оборотов в минуту и мощностью 11 и 15 KW. Возможная глубина спуска насосов на НКТ диаметром 73 мм колеблется от 890 до 1005 м.

Контроль работы ВП будет осуществляться отбивкой динамического уровня и замером затрубного давления, по результатам которых устанавливаются параметры работы установки: дебит при необходимом напоре, крутящий момент, потребляемая  мощность и скорость вращения ротора. С целью оптимизации работы скважин и уточнения  фактической продуктивности коллектора следует проводить исследования на установившихся режимах, приурочивая их к геолого-техническим мероприятиям. Исследование скважин, оборудованных винтовым насосом, заключается в регистрации уровня и дебита при работе скважин на разных режимах, которые устанавливаются  уменьшением и увеличением скорости вращения ротора, т.е. числа оборотов в минуту (снижая и увеличивая производительность насоса).

• Фонтанирование скважин в условиях эксплуатации месторождения является обоснованным и рациональным только в том случае, когда выполняется условие,  при котором устьевое давление достаточно для пробной эксплуатации системы сбора и транспорта нефти на промысле и при этом обеспечивается планируемая добыча нефти.
• Предполагается, что система сбора и транспортировки нефти будет предусматривать работу скважин в режиме фонтанирования. Следовательно, эксплуатация скважин должна осуществляться фонтанным способом, непосредственно после их заканчивания.
• Обоснование условий фонтанирования и выбор оптимальных режимов работы скважин должно основываться на результатах гидродинамических исследований.
• Механизированный способ добычи, рекомендуемый  для эксплуатации закончивших фонтанировать скважин, с использованием ВП, является эффективным и рациональным в условиях эксплуатации месторождения (пескопроявления, влияние парафина, обводненность и др.), поскольку благодаря конструктивным особенностям поддерживается постоянное (не пульсирующее) всасывание, которое заставляет флюид двигаться в фиксированном объеме, прямо пропорционально скорости  вращения ротора.

Условия фонтанирования определяются соотношением между эффективным газовым фактором смеси, поступающей из пласта, и удельным расходом газа, необходимым для работы  газожидкостного подъемника.

Для фонтанирования скважин необходимо, чтобы эффективный газовый фактор был больше или, по крайней мере, равен удельному расходу газа и при работе подъемника на оптимальном режиме забойные давления обеспечивали бы необходимую депрессию для получения проектного дебита.

Учитывая высокую парафинистость (7,94-26,4%), смолистость (до 13,85%) и небольшое содержание растворенного газа в продукции скважин (4,82-43,9 м3/т), в том числе при отсутствии закачки воды для поддержания пластового давления, на новых проектных скважинах срок рентабельного фонтанирования будет не более года с даты вступления их в эксплуатацию. При этом диаметр подъемника при фонтанном способе эксплуатации должен составлять 73 мм.

По условиям эксплуатации месторождения, для фонтанных скважин выбирается фонтанная  арматура тройникового типа АФК1-65х21МПа ГОСТ 13846-84 с рабочим давлением 21 МПа, проходным диаметром ствола и боковых отводов 65 мм с ручным способом  управления запорными устройствами (задвижками). Боковые отводы арматуры оборудованы штуцерами для установления  необходимых устьевых давлений с целью регулирования дебита скважин.

Из условий эксплуатации месторождения определена компоновка подземного оборудования, которая состоит из фонтанного однорядного подъемника диаметром 73 мм, обоснованного выше и направляющей воронки на конце колонны, для успешного проведения исследовательских работ со спуском прибора на забой, а также для улавливания большей части газа для предотвращения работы скважин с пульсацией. При возможном переводе скважин с фонтанного на механизированный способ добычи, применяемые подъемные трубы (НКТ) можно использовать и в дальнейшем с соответствующим внутрискважинным оборудованием.

Практика эксплуатации добывающих скважин на различных месторождениях позволяет выделить ряд основных параметров при выборе механизированного способа эксплуатации.

В качестве основных показателей при выборе способа эксплуатации для месторождения Блиновское рассмотрены технические, технологические, эксплуатационные и социальные аспекты вопроса. Ввиду отсутствия прямых дифференцированных данных из-за постоянного хаотического изменения цен определить границы технико-экономических показателей применения различного нефтедобывающего оборудования на данный момент затруднительно.

Винтовые насосы с поверхностным приводом эффективны при откачке нефти с высокой парафинистостью и значительном проценте выноса песка. При выборе насоса, если необходимый дебит лежит в верхней половине интервала скоростей, лучше выбрать насос с большой производительностью и установить меньшее число оборотов. При появлении песка и для полного выноса его с забоя скважины, насос рекомендуется спускать до верхних дыр интервала перфорации. Эксплуатацию скважин следует начинать с минимальных оборотов с последующим выводом на оптимальный режим исходя из динамических уровней и намеченных технологических режимов.