Применение износостойких электроцентробежных насосов - Производство и технологии курсовая работа

Главная

Производство и технологии
Применение износостойких электроцентробежных насосов

Разработка Самотлорского месторождения, геологическое строение продуктивных горизонтов. Технология добычи нефти установками центробежных электронасосов в СНГДУ-2 ОАО "СНГ"; расчет и подбор внутрискважинного оборудования; природоохранная деятельность.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

1. Сборочный чертёж модуль-секции ЭЦН
ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ И ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ
Установка электроцентробежного насоса
Кабель полиэтиленовый бронированный круглый
Кабель полиэтиленовый бронированный плоский
Нефтяная промышленность одна из важнейших отраслей народного хозяйства страны. От ее развития зависит многое, как благосостояние граждан, так и направления экономической политики страны. В настоящее время большое внимание уделяется развитию нефтедобывающей промышленности, в частности проводятся исследования в области усовершенствования методики проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений. Каждое месторождение имеет свои особенности.
В последнее время наметилась устойчивая негативная тенденция к ухудшению условий эксплуатации скважин на месторождениях России вследствие вступления залежей с благоприятными геолого-промысловыми условиями в позднюю стадию добычи нефти из месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.
Самотлорское нефтегазовое месторождение открыто в 1965 году и введено в разработку в 1969 году. Это месторождение является одним из крупнейших месторождений нефти и газа в мире.
В настоящее время Самотлорское месторождение вступило в наиболее ответственный период эксплуатации. Высокая обводненность продукции скважин заставляет производить отбор жидкости в очень большом количестве, чтобы поддерживать добычу нефти на необходимом уровне рентабельности. Наиболее распространенным способом добычи нефти (жидкости) на Самотлорском месторождении является эксплуатация скважин с применением установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), поскольку серийное погружное насосное оборудование для эксплуатации скважин зачастую просто не приспособлено к работе в таких условиях.
Основными показателями, характеризующими технический уровень эксплуатации УЭЦН являются межремонтный период работы скважины и наработка оборудования на отказ. Увеличение этих показателей - один из самых эффективных путей снижения затрат в нефтедобыче. Именно поэтому последнее время огромное внимание на производстве направлено на увеличение этих показателей, а также на снижение аварийности при работе электроцентробежных насосов. Для этих целей разработаны соответствующие программы и производственные регламенты, которые позволяют четко координировать все действия касающиеся правильной эксплуатации. Во многом от этих результатов будет зависеть себестоимость добываемой нефти, тем более, что способ эксплуатации с применением УЭЦН еще на многие годы будет преобладающим над остальными способами.
Каждый из элементов УЭЦН имеет собственные законы работы, без учета действия которых невозможно установить рациональный режим работы всей системы. Рассмотрим особенности работы УЭЦН в СНГДУ-2 ОАО «СНГ».
Самотлорское нефтегазовое месторождение округлой формы площадью 3000км 2 находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 километрах к северо-востоку от г. Тюмени и в 30 километрах от г. Нижневартовска. В непосредственной близости к месторождению располагаются разрабатываемые - Аганское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востока), Лор-Еганское (с востока), Мыхпайское (с юга) месторождения./1/
Рисунок 1.1 - Обзорная карта-схема района работ
Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах, являющейся судоходной, Ватинского-Егана и правых притоков реки Обь. Рельеф слабо пересеченный. Абсолютные отметки поверхности изменяются от плюс 45 до плюс 75 метров. Заболоченная на 80% площадь представлена четвертичными аномальными и озерно-суглинистыми песчаниками мощностью до 20 метров, грунтами с прослойками и линзами мелкозернистых песков, торфа. На глубине от 200 до 350 метров распространены многолетние мерзлые горные породы с температурой от 0 0 С до 0,5 0 С, их общее влияние на бурение и эксплуатацию незначительно. При относительном уровне грунтовых вод проявляется в разной степени сезонное пучение глинистых грунтов, иногда песчаных грунтов, с прослойками глин. Допускаемые нагрузки на талый грунт составляют 0,5-1 кг/см 2 , на мерзлом 4-5 кг/см 2 . На площади месторождения отмечаются многочисленные озера. Наиболее крупными являются Самотлор (его площадь равна 62 км 2 ), Кымыл-Эмтор, Белое, Окуневое, Калач, Проточное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.
Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и кустарников, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер.
Климат территории континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет -3 0 С. Наиболее холодным месяцем года является февраль - (-25 0 С). Самым теплым месяцем - июль (+20 0 С). Абсолютный минимум температур -50 0 С, абсолютный максимум +47 0 С. Ледостав на реках начинается в конце октября и ледоход - в конце мая.
По характеру выпадающих атмосферных осадков описываемая территория относится к районам с избыточным увлажнением. Среднемноголетнее годовое количество осадков составляет 580 мм. Основная их часть (390 мм) выпадает в виде дождей и мокрого снега с июня по ноябрь, что составляет 70% от годовой нормы. Внутри этого периода наибольшее количество осадков (30% годовой нормы) приходится на июль и август. Снеговой покров проявляется в октябре, а сходит в конце апреля. Высота его на открытых участках в среднем достигает 33 см., а на заледенелых участках может достигать 120-160 см. Промерзание почв начинается в конце октября и достигает своего максимума в середине апреля, при этом глубина промерзания достигает на открытых участках до 1,7 м. В середине июля почва полностью оттаивает.
Населенные пункты непосредственно на месторождении отсутствуют. Ближайшие населенные пункты - г. Нижневартовск, г. Мегион, п. Покур, п. Вата и другие - расположены на берегу реки Обь в 35 и более километрах от рассматриваемого месторождения. Коренное население этого района - русские, ханты и манси.
Основными отраслями хозяйства района являются нефтегазодобывающая промышленность, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, автомобильное хозяйство и другие.
В Нижневартовске имеется аэропорт, порт речного пароходства и станция железной дороги. В настоящее время население города Нижневартовска составляет около 250 тысяч человек.
В основу стратиграфического расчленения разрывов скважин положена унифицированная стратиграфическая схема, принятая на межведомственном совещании в 1968 году в городе Сургуте.
В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорское месторождение, принимают участие породы до юрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений платформенного чехла. В разрезе последних выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования.
Палеозойский фундамент (PZ) на месторождении представлен сильно метаморфированными глинистыми, глинисто-слюдистыми и глинисто-кремнистыми сланцами. Максимальная вскрытая толщина этих пород на месторождении составляет 87 метров. В скважине 1035-П фундамент вскрыт в интервале 2852-2922 м, где породы представлены темно-зеленым, очень крепким, массивным периодотипом.
Юрская система (J). Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами. Они характеризуются четко выраженным двучленным строением. Нижний и средний его отделы - континентальными осадками, верхний - морскими. Нижний отдел представлен котухтинской, средний - тюменской и верхний - васюганской, георгиевской и баженовской свитами.
Котухтинская свита (нижняя юра - J3c) представлена чередованием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники серые, зеленовато-серые, глины уплотненные, с темно-серыми прослоями, слабобитоуминозные. Встречаются пирит, растительный детрит, листовая флора.
Тюменская свита (нижняя и средняя юра, J2a - J3с) представлена неравномерным чередованием плотных глин, алевролитов и песчаников.
Нижняя часть свиты, сложена переслаиванием песчаников и алевролитов серых, глинистых с уплотненными глинами, реже углями. Средняя и верхняя части свиты, сложены неравномерным чередованием уплотненных глин горизонтальной слоистости с глинистыми песчаниками, алевролитами. Для пород характерно присутствие обильного углистого материала, иногда прослоев углей толщиной до нескольких сантиметров. В верхней части тюменской свиты выделяется песчаный пласт Ю 2 , в котором обнаружены нефтепроявления. Толщина отложений тюменской свиты составляет 220-250 метров. Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками васюганской, георгиевской и баженовской свит.
Васюганская свита (келловей-оксфорд, J3с - J3о) подразделяется, по литологическому составу, на две подсвиты. Нижняя, сложена глинами темно-серыми, иногда алевритистыми, встречаются прослои битуминозных глин. В ней встречена фауна аммонитов и комплексы фораминифер келловеского яруса. Толщина нижней подсвиты 26-30 метров. Верхняя подсвита, представлена преимущественно песчаным резервом и включает в себя пласт ЮB 1 . Песчаники и алевролиты, серые и светло-серые, часто за счет примеси глауконита, зеленоватые, мелкозернистые, реже среднезернистые. Коллекторы верхней подсвиты васюганской свиты промышленно нефтеносны (горизонт ЮB 1 ). Толщина васюганской свиты 50-60 метров.
Георгиевская свита (кимеридж, J3km) представлена глинами темно-серыми, почти черными, плотными, слюдистыми, слабо битуминозными, с тонкими прослоями известняков. В породах георгиевской свиты наблюдаются обильные включения глауконита. В глинах встречается фауна кимериджского яруса. Толщина осадков георгиевской свиты от 1 до 5 метров.
Баженовская свита (верхневолжский подъярус - нижний берриас, J3v -K1b) представлена глинами темно-серыми, почти черными с буроватым оттенком, плотными, часта тонкослоистыми, содержащими тонкий углистый детрит, включения ихтиофауны, частые включения пирита и фауну аммонитов волжского яруса. С битуминозными глинами баженовской свиты, связан один из основных региональных реперов - отражающий горизонт "Б". Толщина баженовской свиты до 20 метров
Меловая система (К) представлена всеми отделами и ярусами, слагается морскими, прибрежно-морскими и континентальными фациями. На битуминозных глинах баженовской свиты согласно залегает преимущественно глинистая толща мегионской свиты, включающая осадки берриасского и валанжинского ярусов меловой системы.
Мегионская свита (берриас-валанжин) в нижней части представлена глинами серыми и темно-серыми, иногда слабо битуминозными или известковистыми, толщиной 15-18 метров. В этих глинах встречается фауна берриаса - аммониты, пелпциподы и фораминиферы. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, которая не выдержана по толщине (48-70 метров) и простиранию. В нижней части ачимовской толщи встречены аммониты.
Ачимовская толща на Самотлорском месторождении содержит нефтеносные пласты песчаников БB 19-22 . Она перекрывается глинами темно-серыми или серыми, иногда со слабым голубоватым оттенком, алевристыми, содержащими прослои светло-серых песчаников и алевролитов.
Разрез свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются промышленно-нефтеносные пласты БВ 10 и БB 8 . Песчаники светло-серые, буровато-серые и серые, мелко- и среднезернистые, они обычно разделены прослоями глиною алевролитов и известковых песчаников.
В кровле свиты залегает пачка глин темно-серых, плотных, слоистых, с прослоями карбонатных алевролитов (ритмичные глины), содержащая фауну фораминифер. Ритмичные глины выдержаны по простиранию, служат репером и покрышкой над промышленно нефтеносным пластом «БВ». Толщина ее от 10 до 30 метров.
В породах мегионской свиты, встречена фауна валанжинского яруса-аммониты и пелециподы. Общая толщина мегионской свиты на Самотлорском месторождении 335-365 метров.
Алымская свита аптского возраста (K1a) состоит из двух частей. Нижняя подсвита, представлена пестрым спектром пород - от чистых нормальных песчаников до песчано-алевролитовых пород тонкой слоистости (продуктивный горизонт AB 1 ). Верхняя подсвита, сложена битуминозными глинами, темно-серыми, с частыми тонкими прослоями алевролитов (кошайские глины).
Покурская свита объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов (K1a-К2с). Она представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. В сеноманских песчаниках обнаружена небольшая газовая залежь. Толщина свиты 680-725 метров. Вышезалегающая часть разреза меловой системы (K2t-P1d) представлена отложениями ее верхнего отдела - преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит, толщиной 250-300 метров.
Палеогеновая система состоит в нижней части, в основном, из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, чеганская свиты), толщина которых составляет 280-320 метров, выше залегают континентальные осадки - переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, туртасская свиты). Толщина осадков 155-160 метров.
Четвертичные отложения - супеси, суглинки, пески, торф залегают на размытойповерхности осадков туртасской свиты, толщина их достигает до 125 метров.
В пределах Западно-Сибирской плиты большинство исследователей выделяет три структурно-тектонических этажа. /1/
Нижний - формировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты.
Средний - объединяет отложения, образовавшиеся в условиях парогеосинклинали, имевшей место в пермско-триасовое время.
Верхний-мезокайнозойский, типично платформенный формировался в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента.
Хантыйская антеклиза, расположенная в центральной части Западно-Сибирской низменности, включает в себя следующие положительные структурные элементы первого порядка-Сургутский свод на западе, Нижневартовский на востоке, Каймысовский и Верхне-Демьяновский - на юге. Центральную часть антеклизы занимает Юганская впадина.
В региональном тектоническом плане по отражающему сейсмогоризонту Б Самотлорская площадь расположена в центральной части Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую и Белозерную структуры III порядка. По кровле БВ 10 Самотлорское куполовидое поднятие оконтуривается изогипсой минус 2200 метров. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них - собственно Самотлорская, расположена в центральной и южной частях Тарховского поднятия. Структура оконтурена изогипсой минус 2120 метров, имеет изометрическую форму с изрезанными контурами. Белозёрная структура по кровле пласта БВ 10 осложнена двумя куполами, оконтуренными изогипсой минус 2130 метров.
В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе минус 2200 метров имеет размеры 32 Ч 40 км.
По кровле горизонта БВ 8 в структурном плане Самотлорского куполовидного поднятия отмечается незначительное выполаживание по сравнению с нижезалегающим горизонтом БВ 10 . Более существенные изменения структурного плана проходят по кровле самого верхнего продуктивного пласта АВ 1 .
Белозерное, Мартовское поднятия практически сливаются с Самотлорским, с севера и востока оконтуриваются изогипсой - 1690 метров. На западе и юго-западе оконтуриваются изогипсой - 1640 метров и раскрываются в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского и Мыхпайского поднятий. Углы наклона крыльев от десятков минут до 1*45`. Амплитуда по отношению к западному крылу около 110 м., восточному и северному - 160 метров.
1.4 Коллекторские свойства продуктивных пластов
В Нижневартовском нефтегазоносном районе (НГР) залежи нефти и газа выявлены в отложениях тюменской, васюганской, мегионской, ванденской и покурской свит. Наибольшая часть выявленных залежей и разведанных запасов сосредоточена в продуктивных пластах верхней юры, валанжина, готеривбаррема и нижнего апта. На Самотлорском месторождении выявлены залежи нефти промышленного значения в пластах ЮB 1 , БВ 19-20 , БВ 10 , БB 8 , БB 8 0 ? 2 , АВ 6-8 , АВ 4-5 , АВ 2-3 , AB 1-2 .
В пределах всего геологического разреза Самотлорского месторождения относительно простое строение имеет лишь залежь горизонта БB 8 1 ? 3 , остальные - AB 1 3 , АВ 2-3 , АВ 4-5 , АВ 6 . АВ 7 , AB 8 , БВ 0-2 , БВ 8 0 , БВ 10 , IOB 1 -сложное, и очень сложное - пласты AB 1 1-2 и БВ 19-22 .
Основные запасы нефти сосредоточены в продуктивных пластах AВ 1 , АВ 2-3 , АВ 4-5 , БВ 8 и БВ 10 . Основные характеристики и параметры залежей приведены в таблице 1.1.
Коллекторские свойства продуктивных пластов
Площадь нефтегазонасыщенности, тыс. м 2
Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, д.ед.
Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, д.ед.
Начальная пластовая температура, °С
Лучшими коллекторскими свойствами обладают песчаные пласты: АВ 2-3 , АВ 4-5 , БВ 8 0 , так как у пласта АВ 1-3 - большая нефтенасыщенность, а у пластов АВ 2-3 и АВ 4-5 - большая проницаемость и пористость и у пласта БВ 8 0 -большая проницаемость.
1.5 Свойства нефти, газа, воды в пластовых условиях
Согласно ГОСТ 9965-76 нефти исследуемых пластов по плотности относятся к легким (842-855 кг/м 3 ), маловязкие, смолистые (4,4-6,8 %), парафинистые (3,5-4,6%). Нефти пластов и горизонтов AВ 1 , АВ 2-3 , БB 8 , БВ 10 и ЮB 1 довольно близки по составу. Молярная масса метана в них колеблется от 27 до 34 %, также близки молекулярные массы (123-130). Содержание легких углеводородов (CH 4 -C 5 H 12 ) изменяется от 7,8 до 12,7 %./1/
Максимальная плотность нефти при 20°С отмечается по пласту АВ 2-3 (855 кг/м 3 ), минимальная - по пласту БВ 10 (841 кг/м 3 ). По содержанию серы нефти сернистые (2 класс) - серы от 0,9% до 1,1%. По содержанию парафина нефти парафинистые - парафина от 2,5% (пласт AB 1-3 ) до 3,5% (пласт АВ 2-3 ). По своему составу несколько отличается нефть пластов АВ 4-5 , молярная доля метана в ней достигает 33,18 %, а в разгазированной нефти содержание легких углеводородов состава СН 4 -С 5 Н 12 незначительно меньше и составляет 4,43 %. Молекулярная масса нефти 236. Нефтяной газ при стандартной сепарации состоит, в основном, из метана (78-86%).
Химический состав пластовой воды в %: углекислый газ - 0,02; азот -
0,68; метан - 25,3; этан - 1,26; пропан - 1,26; изопентал - 1,27; изобутан - 1,27; гексан - 5,06; гептан - 5,34; остаток (С и выше) - 55,4.
Важнейшей характеристикой жидкостей и газов, показывающих их способность оказывать сопротивление перемещению одних частиц или слоев относительно других, является динамическая вязкость . Вязкость нефти Самотлорского месторождения больше 1.
Свойства нефти, газа в пластовых условиях
Плотность в пластовых условиях, кг/м 3
Плотность нефти при условиях сепарации, кг/м 3
Объемный коэффициент при условиях сепарации, д.ед.
Содержание, % молярной концентрации
Вязкость в пластовых условиях, мПа*с
Плотность в поверхностных условиях, кг/м 3
Плотность в пластовых условиях, кг/м З
Среднегодовые дебиты жидкости за весь период разработки изменялись от 3,3 т/сут до 34,0 т/сут. В 2008 году средний дебит жидкости составил 21,7 т/сут при обводненности продукции 52,1%, средний дебит нефти - 10,4 т/сут. Действующий фонд можно характеризовать как низкодебитный. Наибольшее количество добывающих скважин эксплуатируется с дебитами по жидкости менее 10 т/сут (38,7% действующего фонда). С дебитами жидкости в интервале 10 - 20 т/сут и 20-50 т/сут эксплуатируется равное количество (около 50% скважин), в основном, это скважины после проведения ГРП.
Основной объем действующего фонда эксплуатируется с обводненностью от 20 до 60% (46,9%). Число высокообводненных скважин невысоко (5,2%).
Наработка на отказ фонда УЭЦН (рис. 2.3) составила 362,9 суток, что на 9,9 суток выше запланированной цифры. Наработка на отказ выросла по сравнению с прошлым годом на 49,4 суток из-за перевыполнения плана по наработке на отказ скважин после проведенных ГТМ, за счёт: увеличения доли закупки погружного оборудования специального исполнения до 85% (в 2007 году - 58%); использования дополнительных устройств для сокращения попадания механических примесей на приём насоса; подбора оптимальной глубины спуска погружного оборудования; диагностики концевых деталей УЭЦН; увеличения доли ремонта УЭЦН двухопорного исполнения до 55 % (план - 45%).
Скважины оборудованы УЭЦН отечественного и зарубежного производства. Наибольшая наработка получена по импортным насосам Centrilift - 406 сут; ESР - 379 сут; Алнас - 419 сут; Борец - 378 сут; Новомет - 343 сут; Лемаз - 260 сут.
Рисунок 2.3 - Динамика изменения наработки на отказ по фонду скважин, оборудованных УЭЦН в 2006-2008 гг.
Рисунок 2.4 - Наработка на отказ новых и ремонтных УЭЦН
В СНГДУ-2 применяются компоновки УЭЦН с оборудованием пяти категорий:
Среди российских поставщиков наиболее надежное оборудование у завода «Алнас» с наработкой на отказ 419 суток и «Борец» - 378 суток. Снижение наработки по заводам Centrilift и Wood Group связано с применением только ремонтного оборудования.
Применение УЭЦН фирмы Шлюмберже начато с февраля 2005г (рис.2.5).
Рисунок 2.5 - Наработка на отказ действующего фонда скважин, оборудованных УЭЦН по заводам изготовителям
Рисунок 2.6 - Наработка на отказ за скользящий год по категории исполнения УЭЦН
Установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) применяют в высокодебитных скважинах для откачки пластовой жидкости. Установка состоит из подземного оборудования, кабельной линии и наземного электрооборудования. Установки скважинных центробежных электронасосов предназначены для эксплуатации нефтяных скважин при различных условиях: в чисто нефтяных и почти полностью обводненных скважинах с дебитом 25-1300 м 3 /сут и высотой подъема 500-2000 м; при содержании в откачиваемой жидкости песка, газа; при агрессивной жидкости и жидкости с повышенной температурой. Установки центробежных электронасосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.
Рисунок 2.7 - Схема компоновки УЭЦН
Показатели назначения по перекачиваемым средам следующие:
Ш среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);
Ш максимальная кинематическая вязкость - 1 мм 2 /с;
Ш водородный показатель попутной воды рН 6,0 - 8,5;
Ш максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01%;
Ш микротвердость частиц - не более 5 баллов по Моосу;
Ш максимальное содержание попутной воды - 99%;
Ш максимальное содержание свободного газа - 25%;
Ш максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения - 0,001%; для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125%.
Принцип работы УЭЦН состоит в том, чтобы электрическую энергию преобразовать в энергию жидкости. ГЖС, частично освобождаясь от излишнего газа в газосепараторе, поступает в насос через сетку, которая задерживает долю наиболее крупных механических примесей.
В насосе жидкость, поступая в ступень, попадает в каналы рабочего колеса. Крутящий момент рабочего колеса лопастями отбрасывают жидкость от центра к периферии. От периферии по направляющему аппарату жидкость идет к следующей ступени, на вход другого рабочего колеса.
Пройдя все ступени насоса, на выходе жидкость приобретает давление, необходимое для преодоления давления столба жидкости в НКТ и других противодействующих движению свойств жидкости. То есть, количество ступеней насоса должно обеспечивать напор, способный поднять пластовую жидкость по НКТ на дневную поверхность.
Вал насоса приводится в движение двигателем, который крепится выше. Передача усилия производится через гидрозащиту, который служит для гидравлической защиты электродвигателя от пластовой жидкости и обеспечивает компенсацию изменения объема масла при изменении его температуры.
2.3 Осложнения при работе УЭЦН в условиях повышенной коррозионной активности откачиваемой жидкости
Анализ условий эксплуатации скважин Самотлорского месторождения показывает, что пластовые жидкости обводнены более, чем на 90 %, содержат значительное количество минеральных веществ.
Визуально коррозионному разрушению подвержены только корпусы ПЭД и ГД, корпус насосного агрегата коррозией практически не затронут, поскольку выше его приемного отверстия корпус насоса контактирует с нефтью. Распределение коррозионных повреждений на корпусах ПЭД и ГД, как правило, локальное и одностороннее, т.е. особо сильной и аномальной коррозии подвергается сравнительно узкая область корпусов ПЭД и ГД в месте контакта с обсадной трубой. При наибольшей глубине язв и углублений отмечаются сквозные разрушения стенки корпуса ПЭД (6 мм), проникновение воды в двигатель и выход его из строя. Фактическая скорость коррозии, согласно расчетам, составляет в аварийных скважинах 20-25 мм/год, что характеризует очень большую скорость коррозии в пластовых водах. Для выявления основных причин аномально высокой коррозии УЭЦН в скважинах были изучены: физико-химическая характеристика добываемой жидкости; особенности эксплуатации глубиннонасосной установки, включая состав металла в корпусах ПЭД и ГД; гидравлические характеристики обтекающей насосные трубы жидкости и др.
В первую очередь определим коррозионную агрессивность пластовой жидкости по отношению к металлу внешней поверхности корпусов ПЭД и ГД. Эти корпусы изготовлены из конструкционной слаболегированной углеродистой стали, которая практически нестойка в минерализованной воде. Тем не менее, трубы из такой стали, долгое время были стойкими в пластовой жидкости (смеси воды и нефти).
Аномальное поведение одной и той же стали в пластовой жидкости с различным соотношением водной и нефтяной фаз связано с полифазностью ее структуры. Нефть любого месторождения с различным химическим составом не вызывает коррозии металла. Коррозия металла обусловлена наличием водной фазы, поскольку она, как правило, сильно минерализована, содержит различное количество агрессивных ионов, в первую очередь, хлоридов. Однако и ее агрессивность незначительна, если в ней нет H 2 S, CO 2 , СВБ. Важными факторами в разрушении металла являются скорость движения (обтекания) пластовой водой корпуса ПЭД и ГД в узком зазоре между ними и обсадной трубой, а также температура корпуса, поскольку ПЭД работает при повышенной температуре (60-70°С).
При обводненности нефти выше 80-90% резко возрастает коррозионная агрессивность пластовой жидкости. Это связано с тем, что количества природных стабилизаторов нефтяной эмульсии становится недостаточно для стабилизации капель воды, они начинают коалесцировать и сливаться в крупные капли, вызывая инверсию эмульсии - переход ее из обратной в прямую. В такой эмульсии внешней фазой является коррозионно-агрессивная вода, а нефть практически не влияет на коррозионное поведение пластовой жидкости.
Отмеченное указывает лишь на общую причину коррозии - действие на металл агрессивной воды, но не раскрывает, почему разрушение корпусов ПЭД и ГД носит аномальный и локальный характер и происходит с высокой скоростью, что, кстати, не характерно для поведения металла в минерализованной воде в обычных условиях. Ответ на этот вопрос заключается в особенности эксплуатации и, главное, расположении УЭЦН в добывающей скважине.
Большинство добывающих скважин имеет искривленный ствол - обсадную колонну, что является первостепенным фактором для коррозии корпусов ПЭД и ГД. УЭЦН с НКТ смещена от центральной оси скважины и тесно прилегает к внутренней поверхности обсадной трубы, т.е. контакт насос - обсадная труба находится под некоторой нагрузкой колонны НКТ. При коаксиальном расположении ПЭД и ГД возникают особые условия для усиления аномальной коррозии их корпусов.
Во-первых, на границе контакта корпуса ПЭД с обсадной колонной образуется щель, в которой движение пластовой жидкости затруднено, а в расширенном зазоре - облегчено. В результате металл в районе щели выступает в качестве анода, т.е. быстрее разрушается, а поверхность, обтекаемая жидкостью, является катодом и подвержена меньшей коррозии.
Во-вторых, благодаря небольшой скорости течения пластовой жидкости в щели скапливаются продукты коррозии (сульфиды железа) и легко закрепляются бактерии СВБ.
В-третьих, к анодным и катодным участкам на корпусе ПЭД в рабочем зазоре скважины подключается еще одна обширная анодная зона - горячий корпус ПЭД. В системе горячий металл - холодный металл корпус ПЭД разрушается быстрее, так как является анодом.
Существуют и другие, менее важные для коррозии факторы, которые обусловливают макрогальваническую коррозию корпуса ПЭД и ГД в рабочем зазоре между УЭЦН и обсадной колонной.
Выявлен особо опасный, вызывающий коррозию фактор, который до настоящего времени нефтяники не принимали во внимание. Им является вибрация ПЭД - постоянное вибрационное (симметричное) проскальзывание корпуса насоса по отношению к обсадной трубе. В этих условиях возникают особо опасные коррозионные разрушения металла в УЭЦН, которые называют фреттинг-коррозия. Повышенные и симметричные вибрационные перемещения проскальзывания УЭЦН на подвеске НКТ вызывают огромные знакопеременные напряжения в зоне контакта металла корпуса ПЭД и ГД с обсадной трубой. При этом абсолютные вибрационные перемещения металла незначительны - около 50-500 мкм, но при наличии осадков сульфидов железа они значительно усиливают коррозию. Металл в месте контакта быстро, иногда за 20-30 дней снашивается до появления в нем сквозного отверстия.
Согласно ГОСТ 18058-80 допустимой величиной радиального и вертикального вибрационных перемещений корпуса насоса в скважине считают 50 мкм. Исследования вибрации ПЭД показали, что из-за разбаланса вала двигателя ПЭД она может повышаться до 500 мкм. Очевидно, для развития коррозии в агрессивной среде даже минимальные вибрационные перемещения корпуса насоса вызывают сильные разрушения корпуса ПЭД и ГД.
Повышенная вибрация УЭЦН и фреттинг-коррозия в местах шлицевых соединений насоса и резьбы НКТ являются основной причиной многих обрывов насосных агрегатов и НКТ.
Практика показала, что, если предотвратить соприкосновение корпусов ПЭД и ГД со стенкой трубы, то их коррозионное разрушение снизится лишь на 40-50%. Однако коррозия корпусов в меньших размер
Применение износостойких электроцентробежных насосов курсовая работа. Производство и технологии.
Реферат: Кимакский каганат
Реферат по теме Бодбийская епархия
Контрольная работа по теме Решение вопросов финансового менеджмента
Курсовая работа по теме Факторы повышения эффективности работы фирмы
Дипломная работа по теме Банковская система Республики Казахстан, современные проблемы и перспективы ее развития
Контрольная работа: Предмет и понятие финансового права. Скачать бесплатно и без регистрации
Заболевание Почек И Мочевыводящих Путей Реферат
Написать Сочинение На Тему Дубровский И Троекуров
Курсовая работа: Планирование труда и заработной платы. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат: Industrialization Essay Research Paper As George Donelson
Реферат: Арабоязычные философы эпохи Восточного Ренессанса
Реферат: Дар-эс-Салам
Правовые Последствия Нарушения Договора Банковского Вклада Реферат
Дипломная работа по теме Конкуренция в рыночной системе
Реферат: Пекинский переворот
Курсовая Работа На Тему История Изучения Распространенных Предложений
Где Опубликовать Эссе
Управление И Его Элементы Контрольная Работа
Контрольная работа: Кодекс этики российского библиотекаря и проблема библиотечно-информационного обслуживания
Реферат: Республиканский Рим
Лидерство в организации - Менеджмент и трудовые отношения реферат
Субкультуры - Культура и искусство контрольная работа
Африка - География и экономическая география реферат