Файл: Пояснительная записка содержит стр., рис., табл., использованных источника. Демонстрационной графики 6 листов.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 23.11.2023
Просмотров: 152
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
— медная однопроволочная жила; 2 — первый слой изоляции из полиэтилена высокой плотности; 3 — второй слой изоляции из полиэтилена высокой плотности; 4 — подушка из прорезиненной ткани или равноценных заменяющих материалов (например, из композиции полиэтиленов высокой и низкой плотностей); 5 — броня из стальной оцинкованной ленты S-образного профиля (для кабеля КПБК) или ступенчатого профиля (для кабеля КПБП).
Существуют также специальные теплостойкие кабели с изоляцией из полимидно-фторопластовой плёнки и фторсополимера, со свинцовыми оболочками поверх изоляции жил, и др.
Кабели марок КФСКБ и КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +160 °С.
Кабели КФСБК и КФСБ состоят из медных, изолированных полиамидно-фторопластовой пленкой токопроводящих жил в изоляции из фторопласта и оболочках из свинца и скрученных между собой (в кабелях КФСБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КФСБ), а также из подушки и брони.
3.2.6.Клеммная коробка
Переходные клеммные коробки предназначены для коммутации (ручных подключений и отключений) силовых кабелей ЭЦН при проведении технологических, регламентных или аварийных работ с ними. Коробки рассчитаны на ввод и подключение силовых трехфазных кабелей типа КПБП, КРБК с сечением жил 25 квадратных миллиметров.
Коробка крепится хомутами к трубе Ø 73 мм.
Коробки имеют пылебрызгозащитное исполнение и рассчитаны на работу в условиях любого региона России и ближнего зарубежья.
По степени защиты персонала от поражения электрическим током, а также по степени защиты от попадания твердых посторонних тел и проникновения воды, коробки соответствуют степени зашиты IР43 по ГОСТ 14254 – 80 и соответствуют требованиям «Правил устройства электроустановок» и ГОСТ 12.2.007.0 – 75 и ГОСТ 12.1.030 – 81 в части электробезопасности. Техническая характеристика клеммной коробки представлена в таблице1.1.
Таблица 3.3
Технические характеристикиВнешний вид клеммной коробки представлен на рис 3.13.
3.2.7. Насосно-компрессорные трубы
Насосно-компрессорные трубы (НКТ) служат для извлечения жидкости и газа из скважин, нагнетания воды, сжатого воздуха (газа) и производства различных видов работ по текущему и капитальному ремонту скважин. Изготавливают их двух типов: с гладкими и с высаженными наружу концами, на которых нарезают наружную резьбу, а на один конец навинчивают соединительную муфту. На расстоянии 0,4 - 0,6 м от конца труб, со стороны муфт, выбивают клеймо - маркировку. Она указывает на: условный диаметр трубы, мм; группу прочности стали; толщину стенки, мм; товарный знак; месяц и год выпуска. Трубы гладкие и муфты к ним изготавливают из стали групп прочности К, Е, Л, М, а трубы с высаженными концами - из стали групп прочности Д, К, Е, Л, М. поверхность их резьбы покрывают смазкой, обеспечивающей герметичность соединения и предохраняющей от задиров и коррозии.
Безмуфтовые насосно-компрессорные трубы (НКБ) обеспечивают герметичность соединений при давлении до 50 мПа. Концы их имеют высадку наружу; соединение обладает большой прочностью. Герметичность соединений обеспечивается коническими уплотнительными поверхностями, расположенными за резьбой со стороны меньших диаметров. В соединении труб применена трапецеидальная резьба.
Муфтовые насосно-компрессорные трубы (НКМ) обеспечивают герметичность соединений при давлении до 50 мПа. Прочность соединений составляет до 90% прочности тела трубы. В соединении труб применена трапецеидальная резьба.
Насосно-компрессорные трубы из алюминиевых сплавов. Устойчивы к воздействию сероводородной коррозии, что исключает применение ингибиторов коррозии. Благодаря небольшой массе, удельная прочность алюминиевых труб в 2,5 раза выше, чем стальных. Это позволяет составлять колонну в 2,5 раза длиннее, по сравнению с колонной из стальных труб.
Насосно-компрессорные трубы с защитными покрытиями применяют для предотвращения отложений в них парафина, солей и гипса, а также для защиты от коррозии. При использовании этих труб уменьшается число потребных текущих ремонтов скважин, увеличивается срок их службы. Внутреннюю поверхность НКТ покрывают жидким стеклом, эмалями, эпоксидными смолами или лаками. Наиболее распространено остекловывание труб.
Стеклопластиковые НКТ применяются в нагнетательных скважинах системы ППД; утилизационных скважинах;газлифтных скважинах;добывающие скважины с УЭЦН.
В процессе эксплуатации следует соблюдать следующие правила.
Для погрузки, перевозки и разгрузки труб следует применять механизированные трубовозки. Запрещается перевозить трубы волоком, нельзя допускать, чтобы при перевозке они провисали и изгибались. Также нельзя сбрасывать их на землю, необходимо пользоваться краном.
Трубы следует укладывать на площадке, подложив под них деревянные бруски для предохранения от провисания и загрязнения. Нельзя укладывать НКТ на землю. На резьбовую часть каждой трубы должно быть навинчено предохранительное кольцо.
С целью проверки состояния труб перед подъемом с мостков через трубу необходимо пропустить шаблон длиной 0,5 - 1,0 м и диаметром на 2 - 3 мм меньше внутреннего ее диаметра. Нижний конец трубы нужно поддерживать
, следя за выходом шаблона.
Перед свинчиванием трубы необходимо металлической щеткой тщательно очистить от грязи резьбу, как муфты, так и ниппеля и смазать резьбы специальной смазкой.
Ударять ручником (кувалдой) по муфте в целях облегчения свинчивания или отвинчивания труб не разрешается.
При подъеме из скважины трубы следует укладывать на мостки с деревянными подкладками между рядами.
3.3 .Подбор УЭЦН к скважине №67 Богатыревского месторождения
Ввиду того, что большинство скважин пласта В1 рассматриваемого месторождения эксплуатируются с помощью УЭЦН, проверим правильность выбора насоса для скв.№ 67, добывающей продукцию пласта В1, в которую спущен ЭЦН5-45-2400.
Рассчитываем основные технологические параметры оптимального режима эксплуатации и подбираем соответствующий типоразмер электроцентробежного насоса к скважине №67. Исходные данные для расчета взяты из технологического режима на 01.02.2015 ОАО «Самаранефтегаз» и представлены в таблице 3.4.
Решение:
1. Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины.
(3.1)
(г/см3) (3.2)
3. Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом.
(г/см3) (3.3)
4. Коэффициент, учитывающий увеличение объёма водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (>1).
(3.4)
Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (при см>5 сП).
н.пл – вязкость пластовой нефти, сП.
5. Поскольку n>60%, то принимаем поправочные коэффициенты Кq= 1; Kн= 0,99 без расчета вязкости водонефтяной эмульсии.
Поправочный коэффициент на подачу насоса (коэффициент уменьшения подачи),
Поправочный коэффициент на напор насоса (коэффициент уменьшения напора),
6. Приведённый статический уровень в скважине, работающей на режиме ЭЦН перед переводом её на оптимальный режим эксплуатации.
(3.5)
Нп.н. – глубина подвески насоса в скважине, м
Нд. – динамический уровень в скважине, м
Рпл. – пластовое давление по скважине, атм.
Рзатр. – затрубное давление в скважине, атм.
Рбуф. – давление на буфере скважины, атм.
Для обеспечения отбора по скважине, равного 90 м3/сут предварительно выбираем насос ЭЦН5-60-2550. Для насоса коэффициенты, аппроксимирующие рабочую область характеристики насоса S1= 2255,1 м; S2= 43,24 сут/м2; S3= 0,6342 сут2/м2.
7. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору.
(м6/сут2) (3.6)
8. Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважины (Кпр), характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса.
(3.7)
9. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче.
(м3/сут) (3.8)
10. Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях.
(м3/сут) (3.9)
11. Проектное забойное давление в скважине.
(атм.) (3.10)
(м) (3.11)
13. Глубина подвески насоса в скважине.
(м) (3.12)
14. Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме её работы.
(3.13)
(м3/сут) (3.14)
Для данного насоса рабочая область по отбору жидкости составляет 35-80 м3/сут, проектный отбор водонефтяной смеси по скважине, равный 62м3/сут, находится в рабочей области.
На напорную характеристику скважины накладывается напорная характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче ЭЦН при совместной работе насоса и скважины (рис. 3.6). Точка пересечения характеристик скважины и ЭЦН по оси «X» дает дебит скважины при совместной работе скважины и насоса, а по оси «У» – напор, развиваемый насосом. Для эффективной и экономичной работы необходимо подобрать ЭЦН с такими характеристиками, чтобы точка пересечения характеристик совпала бы с максимальным КПД или, по крайней мере, лежала бы в области рекомендованных режимов работы данного насоса.
Как видим, в нашем случае точка пересечения характеристик получилась в пределах заштрихованной области, следовательно насос подобран верно.
Таким образом, для обеспечения эффективной и экономичной работы скважины № 67 пласта B1 необходимо заменить работающий в скважине насос ЭЦН 5-45-2400, на рассчитанный насос ЭЦН5-60-2550.
Существуют также специальные теплостойкие кабели с изоляцией из полимидно-фторопластовой плёнки и фторсополимера, со свинцовыми оболочками поверх изоляции жил, и др.
Кабели марок КФСКБ и КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +160 °С.
Кабели КФСБК и КФСБ состоят из медных, изолированных полиамидно-фторопластовой пленкой токопроводящих жил в изоляции из фторопласта и оболочках из свинца и скрученных между собой (в кабелях КФСБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КФСБ), а также из подушки и брони.
3.2.6.Клеммная коробка
Переходные клеммные коробки предназначены для коммутации (ручных подключений и отключений) силовых кабелей ЭЦН при проведении технологических, регламентных или аварийных работ с ними. Коробки рассчитаны на ввод и подключение силовых трехфазных кабелей типа КПБП, КРБК с сечением жил 25 квадратных миллиметров.
Коробка крепится хомутами к трубе Ø 73 мм.
Коробки имеют пылебрызгозащитное исполнение и рассчитаны на работу в условиях любого региона России и ближнего зарубежья.
По степени защиты персонала от поражения электрическим током, а также по степени защиты от попадания твердых посторонних тел и проникновения воды, коробки соответствуют степени зашиты IР43 по ГОСТ 14254 – 80 и соответствуют требованиям «Правил устройства электроустановок» и ГОСТ 12.2.007.0 – 75 и ГОСТ 12.1.030 – 81 в части электробезопасности. Техническая характеристика клеммной коробки представлена в таблице1.1.
Таблица 3.3
Технические характеристикиВнешний вид клеммной коробки представлен на рис 3.13.
3.2.7. Насосно-компрессорные трубы
Насосно-компрессорные трубы (НКТ) служат для извлечения жидкости и газа из скважин, нагнетания воды, сжатого воздуха (газа) и производства различных видов работ по текущему и капитальному ремонту скважин. Изготавливают их двух типов: с гладкими и с высаженными наружу концами, на которых нарезают наружную резьбу, а на один конец навинчивают соединительную муфту. На расстоянии 0,4 - 0,6 м от конца труб, со стороны муфт, выбивают клеймо - маркировку. Она указывает на: условный диаметр трубы, мм; группу прочности стали; толщину стенки, мм; товарный знак; месяц и год выпуска. Трубы гладкие и муфты к ним изготавливают из стали групп прочности К, Е, Л, М, а трубы с высаженными концами - из стали групп прочности Д, К, Е, Л, М. поверхность их резьбы покрывают смазкой, обеспечивающей герметичность соединения и предохраняющей от задиров и коррозии.
Безмуфтовые насосно-компрессорные трубы (НКБ) обеспечивают герметичность соединений при давлении до 50 мПа. Концы их имеют высадку наружу; соединение обладает большой прочностью. Герметичность соединений обеспечивается коническими уплотнительными поверхностями, расположенными за резьбой со стороны меньших диаметров. В соединении труб применена трапецеидальная резьба.
Муфтовые насосно-компрессорные трубы (НКМ) обеспечивают герметичность соединений при давлении до 50 мПа. Прочность соединений составляет до 90% прочности тела трубы. В соединении труб применена трапецеидальная резьба.
Насосно-компрессорные трубы из алюминиевых сплавов. Устойчивы к воздействию сероводородной коррозии, что исключает применение ингибиторов коррозии. Благодаря небольшой массе, удельная прочность алюминиевых труб в 2,5 раза выше, чем стальных. Это позволяет составлять колонну в 2,5 раза длиннее, по сравнению с колонной из стальных труб.
Насосно-компрессорные трубы с защитными покрытиями применяют для предотвращения отложений в них парафина, солей и гипса, а также для защиты от коррозии. При использовании этих труб уменьшается число потребных текущих ремонтов скважин, увеличивается срок их службы. Внутреннюю поверхность НКТ покрывают жидким стеклом, эмалями, эпоксидными смолами или лаками. Наиболее распространено остекловывание труб.
Стеклопластиковые НКТ применяются в нагнетательных скважинах системы ППД; утилизационных скважинах;газлифтных скважинах;добывающие скважины с УЭЦН.
В процессе эксплуатации следует соблюдать следующие правила.
Для погрузки, перевозки и разгрузки труб следует применять механизированные трубовозки. Запрещается перевозить трубы волоком, нельзя допускать, чтобы при перевозке они провисали и изгибались. Также нельзя сбрасывать их на землю, необходимо пользоваться краном.
Трубы следует укладывать на площадке, подложив под них деревянные бруски для предохранения от провисания и загрязнения. Нельзя укладывать НКТ на землю. На резьбовую часть каждой трубы должно быть навинчено предохранительное кольцо.
С целью проверки состояния труб перед подъемом с мостков через трубу необходимо пропустить шаблон длиной 0,5 - 1,0 м и диаметром на 2 - 3 мм меньше внутреннего ее диаметра. Нижний конец трубы нужно поддерживать
, следя за выходом шаблона.
Перед свинчиванием трубы необходимо металлической щеткой тщательно очистить от грязи резьбу, как муфты, так и ниппеля и смазать резьбы специальной смазкой.
Ударять ручником (кувалдой) по муфте в целях облегчения свинчивания или отвинчивания труб не разрешается.
При подъеме из скважины трубы следует укладывать на мостки с деревянными подкладками между рядами.
3.3 .Подбор УЭЦН к скважине №67 Богатыревского месторождения
Ввиду того, что большинство скважин пласта В1 рассматриваемого месторождения эксплуатируются с помощью УЭЦН, проверим правильность выбора насоса для скв.№ 67, добывающей продукцию пласта В1, в которую спущен ЭЦН5-45-2400.
Рассчитываем основные технологические параметры оптимального режима эксплуатации и подбираем соответствующий типоразмер электроцентробежного насоса к скважине №67. Исходные данные для расчета взяты из технологического режима на 01.02.2015 ОАО «Самаранефтегаз» и представлены в таблице 3.4.
Решение:
1. Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины.
(3.1)
-
Плотность нефти в затрубном пространстве скважины.
(г/см3) (3.2)3. Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом.
(г/см3) (3.3)4. Коэффициент, учитывающий увеличение объёма водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (>1).
(3.4)
Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (при см>5 сП).
н.пл – вязкость пластовой нефти, сП.5. Поскольку n>60%, то принимаем поправочные коэффициенты Кq= 1; Kн= 0,99 без расчета вязкости водонефтяной эмульсии.
Поправочный коэффициент на подачу насоса (коэффициент уменьшения подачи),
Поправочный коэффициент на напор насоса (коэффициент уменьшения напора),
6. Приведённый статический уровень в скважине, работающей на режиме ЭЦН перед переводом её на оптимальный режим эксплуатации.
(3.5) Нп.н. – глубина подвески насоса в скважине, м
Нд. – динамический уровень в скважине, м
Рпл. – пластовое давление по скважине, атм.
Рзатр. – затрубное давление в скважине, атм.
Рбуф. – давление на буфере скважины, атм.
Для обеспечения отбора по скважине, равного 90 м3/сут предварительно выбираем насос ЭЦН5-60-2550. Для насоса коэффициенты, аппроксимирующие рабочую область характеристики насоса S1= 2255,1 м; S2= 43,24 сут/м2; S3= 0,6342 сут2/м2.
7. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору.
(м6/сут2) (3.6)8. Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважины (Кпр), характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса.
(3.7)9. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче.
(м3/сут) (3.8)10. Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях.
(м3/сут) (3.9)11. Проектное забойное давление в скважине.
(атм.) (3.10)-
Динамический уровень в скважине при её освоении на жидкости глушения.
(м) (3.11)13. Глубина подвески насоса в скважине.
(м) (3.12)14. Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме её работы.
(3.13)
-
Количество водонефтяной эмульсии, перекачиваемой насосом.
(м3/сут) (3.14)Для данного насоса рабочая область по отбору жидкости составляет 35-80 м3/сут, проектный отбор водонефтяной смеси по скважине, равный 62м3/сут, находится в рабочей области.
На напорную характеристику скважины накладывается напорная характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче ЭЦН при совместной работе насоса и скважины (рис. 3.6). Точка пересечения характеристик скважины и ЭЦН по оси «X» дает дебит скважины при совместной работе скважины и насоса, а по оси «У» – напор, развиваемый насосом. Для эффективной и экономичной работы необходимо подобрать ЭЦН с такими характеристиками, чтобы точка пересечения характеристик совпала бы с максимальным КПД или, по крайней мере, лежала бы в области рекомендованных режимов работы данного насоса.
Как видим, в нашем случае точка пересечения характеристик получилась в пределах заштрихованной области, следовательно насос подобран верно.
Таким образом, для обеспечения эффективной и экономичной работы скважины № 67 пласта B1 необходимо заменить работающий в скважине насос ЭЦН 5-45-2400, на рассчитанный насос ЭЦН5-60-2550.