авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 ||

Совершенствование эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов с эжектором на месторождениях западной сибири

-- [ Страница 2 ] --

Данная зависимость получена при Р0= 0,2 МПа (сплошная линия) и Р0 = 0,1 МПа (пунктирная линия). Точками на графике обозначены данные, полученные Ю.А. Егоровым экспериментами для газожидкостного эжектора, где в качестве рабочей жидкости была использована вода, а эжектируемым газом является воздух.

Расчетная схема эжектора предоставлена на рис.2.

 Расчетная схема эжектора. Участок: 0-2 – сопло, 1-2 - приемная камера, 2-3 – камера -15

Рис.2. Расчетная схема эжектора.

Участок: 0-2 – сопло, 1-2 - приемная камера, 2-3 – камера
смешения, 3-4 – диффузор.

На рис.3 показаны аналитические зависимости давления в затрубном пространстве, давления на устье скважины, относительного расхода и динамического уровня от глубины установки эжектора, полученные для фиксированных параметров скважин и геометрических характеристиках эжектора при объемном расходе газожидкостной смеси на забое (дебит скважины) равным 0,005 м3/с (сплошная линия) и 0,003 м3/с (пунктирная линия). Данные зависимости получены путем решения системы уравнений из механики сплошных сред. В предположении изотермичности процесса для используемых уравнений состояния газа и газожидкостной смеси эти уравнения запишутся в следующем виде:

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

(8)

(9)

Для устойчивой эксплуатации скважин необходимо выполнение следующих условий, которые следуют из ограничений рабочих характеристик ЭЦН и эжектора:

  1. глубина погружения эжектора не должна превышать динамический уровень жидкости в скважине;
  2. газосодержание на приеме насоса и эжектора не должно превышать предельно допустимые для каждого из них значения;
  3. давление в рабочей камере эжектора не должно быть меньше атмосферного;
  4. давление газа в затрубном пространстве должно быть больше его давления в струе рабочей жидкости;
  5. относительный расход эжектора ограничен.

Анализ представленных на рис.3 зависимостей позволяет для требуемого интервала динамического уровня, давлений на устье и в затрубном пространстве, а также относительного расхода определить глубину установки эжектора.  Зависимость затрубного давления (), давления на устье скважины (),-25

Рис.3. Зависимость затрубного давления (), давления на устье скважины (), относительного расхода () и динамического уровня () от глубины погружения эжектора. Жирная линия –  м3/с, тонкая линия –  м3/с.

В третьей главе приводятся результаты использования эжектора на скважинах Приобского и Мамонтовского месторождений ОАО «Юганскнефтегаз». При эксплуатации нефтяных скважин с высоким газосодержанием, выделяющийся газ при подъеме жидкости накапливается в затрубном пространстве, которое соединяется с коллекторной линией перепускным дифференциальным клапаном. Открытие перепускного клапана происходит, если давление в затрубном пространстве скважины превышает давление в коллекторной линии, то есть давление на устье скважины выше, чем давление в затрубном пространстве. В нефтедобывающих скважинах месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» давление на устье составляет порядка 1,0…2,5 МПа. В зимний период, даже при незначительном содержании воды в продукции скважины и небольшом дебите, перепускной клапан часто не срабатывает или при образовании гидратной пробки газ накапливается в затрубном пространстве, снижая динамический уровень.

Для поддержания давления в затрубном пространстве скважины на уровне давления в коллекторе разработано скважинное устройство с использованием струйного аппарата (эжектора) рис.4. Отличительной особенностью эжектора является то, что его приемная камера с помощью обратного клапана связана с затрубным пространством скважины. Монтируется эжектор между двумя НКТ во время проведения спуско-подъемных операций.

При истечении рабочей жидкости (продукция скважины) через сопло в приемной камере создается разряжение и газ, поступающий из затрубного пространства через клапанный узел, увлекается рабочей жидкостью в камеру смешения.

В последней газ смешивается с рабочей жидкостью и образуется однородная мелкодисперсная среда. Далее камера смешения расширяется до внутренних размеров НКТ, где происходит восстановление давления для подъема продукции до устья скважины. Газ, смешанный с добываемой жидкостью, уменьшает ее плотность, облегчая тем самым ее подъем на поверхность.

Рис. 4. Установка ЭЦН с эжектором для откачки газа из затрубного пространства.

Открытие клапана происходит в том случае, если давление в приемной камере меньше чем давление в затрубном пространстве скважины.

Промысловые испытания работы эжекторов проводились на скважинах №107 и 3081 Приобского месторождений ОАО «Юганскнефтегаз». Краткие характеристики нефти и пласта АС10: температура – 88 0С, плотность пластовой нефти 796 кг/м3, давление насыщения 8,2 МПа, газовый фактор 55 м3/м3, вязкость пластовой нефти 1,52 мПа*с. Для решения данной задачи были изготовлены эжекторы с основными геометрическими параметрами, приведенными на рис.5. Наружный диаметр корпуса эжектора составляет 89 мм, а его длина – не более 1000 мм. Приемная камера обратным клапаном связана с затрубным пространством скважины. Монтируется эжектор между двумя НКТ во время проведения спуско-подъемных операций.

 Основные геометрические размеры эжектора для проведения промысловых-35

 Основные геометрические размеры эжектора для проведения промысловых испытаний-36

Рис.5. Основные геометрические размеры эжектора для проведения промысловых испытаний

Место установки эжектора в колонне НКТ рассчитывалось из следующих условий:

  1. динамический уровень всегда должен быть ниже места установки эжектора;
  2. расходное содержание газа в рабочей жидкости на входе в эжектор не должно превышать 20 %;
  3. давление рабочей жидкости в рассчитанном месте установки эжектора должно быть достаточным для эжектирования газа.

Первое условие выполняется путем предварительных расчетов, для расчета 2-го и 3-го условий была разработана специальная программа, позволяющая по известным свойствам жидкости и газа рассчитать распределение давления и газосодержание в лифтовой колонне.

На рисунке 6а и 6б приведены распределения газосодержания и давления в НКТ для скважин №№107 и 3081 Приобского месторождения, рассчитанные по этой программе.

Рис.6а. Распределение газосодержания и давления в НКТ для скважины №107 Приобского месторождения.

Рис.6б. Распределение газосодержания и давления в НКТ для скважины №3081 Приобского месторождения.

Применяя вышеуказанные распределения, были выбраны глубины установки для эжекторов:

- для скважины №3081 – 980 м при давлении на входе 6,0 МПа и газосодержании 4 %;

- для скважины №107 – 800 м при давлении на входе 4,5 МПА и газосодержании 17 %.

Динамика показателей эксплуатации скважин после установки эжектора приведена на рис.7.  Динамика показателей эксплуатации скв.107(а) и 3081(б) Приобского месторождения. По-39

Рис. 7. Динамика показателей эксплуатации скв.107(а) и 3081(б) Приобского месторождения.

По результатам испытания на скважине №107 удалось увеличить МРП с 13 до 58 суток, по скважине №3081 с 14 суток до 3-х месяцев. При проведении испытаний в скважине №3081 была смоделирована ситуация, когда газ из затрубного пространства не поступает в нефтесборную линию. Для этого задвижку, соединяющую данные линии, закрывали соответственно на 5, 15 и 45 мин. Рост давления в затрубном пространстве скважины не наблюдался, нагрузка по току для электродвигателя ПЭД68 составляла 40 А и в течение указанных промежутков времени оставалась постоянной.

Результаты расчетов экономических показателей от использования эжектора приведены в таблице 1. Экономические расчеты показывают, при увеличении динамического уровня на 70 м применение эжекторов становится выгодным (за счет экономии НКТ и погружного кабеля).

В четвертой главе приводятся технические решения, направленные на повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин установками погружных электроцентробежных насосов.

Для дозированной подачи химических реагентов в добываемую жидкость с целью предотвращения осложнений, предлагается устройство, включающее контейнер химреагента по типу «труба в трубе» и струйный аппарат в качестве дозатора. Струйный аппарат и контейнер размещены под насосом и оснащены обратными клапанами по типу «шарик-пружина».

Таблица 1 - Экономические показатели эффективности использования эжектора

№ скв Уменьшение глубины спуска насоса, м Экономия затрат на приобретение НКТ, руб Экономия затрат на приобретение электрокабеля, руб Стои-мость эжекто- ра, руб Общая экономия затрат при установке эжектора, руб
646 202 15710 8080 8000 15790
6277 107 8320 4280 8000 4600
230, б 100 7777 4000 8000 3777

Клапан входа контейнера имеет более жесткую пружину или более легкий шарик по сравнению с клапаном входа струйного аппарата. Добываемая жидкость, поступаемая в сопло струйного аппарата, открывает обратный клапан. Одновременно открывается клапан на входе контейнера и химреагент поддавливается снизу жидкостью. Дозировка поступающего в добываемую жидкость химреагента осуществляется подбором комбинации диаметров сопла и горловины.

С целью управления режимом работы УЭЦН разработано управляющее устройство в виде дифференциального механизма. Одно из центральных колес механизма соединено с валом погружного электродвигателя (ПЭД), а второе центральное колесо – с валом ЭЦН. Водило сателлитов дифференциального механизма соединено через повышающий редуктор с валом шестеренчатого насоса. Входной патрубок шестеренчатого насоса соединен с внутренней полостью наполненного маслом корпуса управляющего устройства, а входной патрубок – с приоткрытым вентилем. К вентилю прикреплен поворотник подпружиненной лопасти, помещенный в поток скважинной жидкости.

В другом варианте исполнения управляющего устройства к вентилю через зубчатую шестерню крепится круглая рейка, которая соединяется с датчиком нагрузки шестеренчатого насоса, выполненным в виде кулачковой муфты, подпружиненной в осевом направлении.

В третьем варианте для автоматического регулирования параметров работы погружного электроцентробежного насоса в качестве регулятора вращения вала насоса с обратной связью применен автоматизированный механический регулятор. Регулятор выполнен в виде дифференциального механизма, одно центральное колесо которого соединено с валом ПЭД, а второе – с валом насоса. Водило сателлитов дифференциального механизма через последовательные редукторы соединено с ротором автоматизированного механического регулятора. Ротор снабжен крыльчаткой, которая омывается скважинной жидкостью.

Основные выводы и рекомендации

    1. На основе анализа опыта эксплуатации скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири показано, что для повышения ее эффективности необходимо обоснование выбора насосного оборудования с учетом наклонно направленного профиля ствола, обводненности продукции и повышенного газосодержания, характерных для скважин данного региона. Установлена возможность улучшения работы УЭЦН с использованием в составе скважинного оборудования струйного аппарата (эжектора).
    2. Разработана методика, позволяющая аналитическим путем, в зависимости от технологического режима эксплуатации скважины, выбрать рабочие параметры эжектора и рассчитать место его установки по длине НКТ, что сокращает проведение стендовых и промысловых исследований.
    3. Обосновано применение струйного аппарата (эжектора) в компоновке с электроцентробежным насосом для облегчения поддержания давления в затрубном пространстве скважины на уровне давления в коллекторе, что предотвращает снижение динамического уровня и обеспечивает экономический эффект за счет сокращения расхода НКТ и электрического кабеля. Расчетным путем показано, что при снижении динамического уровня на 70 м и более применение эжектора экономически выгодно.
    4. По результатам промысловых испытаний конструкции эжектора в скважинах Приобского месторождения показано увеличение МРП с 13 до 90 суток.
    5. Предложены технологические решения, направленные на повышение эффективности эксплуатации скважин путем использования струйного аппарата для дозированной подачи химреагента, исследования скважин и регулирования параметров работы ЭЦН.

Основные результаты работы опубликованы в 10 научных трудах, из которых № 1-4 входят в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий РФ в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки:

  1. Атнабаев З.М. Сравнительный анализ программ подбора насосов //Нефтепромысловое дело. – 2003. - № 4. - С.25-30.
  2. Атнабаев З.М. Коэффициент естественной сепарации на приеме насоса //Нефтяное хозяйство. – 2003. - № 12. – С.60-61.
  3. Атнабаев З.М. Скважинный эжектор для предотвращения повышения затрубного давления и срыва подачи УЭЦН // Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 4. – С.72-74.
  4. Уразаков К.Р., Алексеев Ю.В., Коробейников Н.Ю., Атнабаев З.М. Анализ результатов внедрения программно-технологического комплекса «НАСОС» в ОАО «Юганскнефтегаз» //Нефтяное хозяйство. – 1999. - № 9. - С.47-49.
  5. Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири // Уразаков К.Р., Багаутдинов Н.Я., Атнабаев З.М. и др. – М.: ВНИИОЭНГ, 1997. – 56с.
  6. Патент РФ № 2135743, МКИ Е21В37/06. Скважинная дозирующая насосная установка / Атнабаев З.М., Уразаков К.Р. Бюл.Изобретения Полезные модели. – 1999. - № 27.
  7. Патент РФ № 2194853, МКИ Е21В47/00 Устройство для исследования скважин/ Чесноков В.А., Хасанов М.М., Атнабаев З.М. и др. Бюл.Изобретения Полезные модели. - 2002. - № 20.
  8. Патент РФ № 2193694, МКИ F04D15/00, F04D13/00. Управляемая погружная электроцентробежная насосная установка / Шаньгин Е.С., Атнабаев З.М., Гумеров А.С. и др. Бюл.Изобретения Полезные модели. - 2002. - № 33.
  9. Патент РФ № 2193696, МКИ F04D15/00, F04D13/00. Управляемая погружная электроцентробежная насосная установка / Шаньгин Е.С., Атнабаев З.М., Гумеров А.С. и др. Бюл.Изобретения Полезные модели. – 2002. - № 33.
  10. Патент РФ № 2193695, МКИ F04D15/00, F04D13/00. Управляемая погружная электроцентробежная насосная установка с обратной связью/ Шаньгин Е.С., Атнабаев З.М., Гумеров А.С. и др. Бюл.Изобретения Полезные модели. – 2002. - № 27.


Pages:     | 1 ||
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.