Технология добычи высоковязкой нефти на Ярегском месторождении

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    2,85 Мб
  • Опубликовано:
    2015-06-03
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Технология добычи высоковязкой нефти на Ярегском месторождении

Введение

Винтовые насосы для добычи нефти являются наиболее перспективным оборудованием в нашей стране и за рубежом. Простота конструкции, способность откачивать эмульсии и жидкости высокой вязкости с промышленным содержанием примесей, газа, низкое электропотребление, возможность использования в наклонных и горизонтальных скважинах без потери эффективности, широкий выбор рабочих давлений - все эти и другие достоинства данного вида насосов позволяют им быть конкурентоспособными в своей области и являться лидерами среди других типов данного оборудования.

Системы винтовых насосов обладают рядом отличительных особенностей, которые могут сделать их более предпочтительными для механизированной добычи по сравнению с другими имеющимися техническими средствами. Вот наиболее значимые из этих особенностей:

-  КПД систем винтовых насосов составляет 50-70 %;

-       низкие капитальные затраты и расходы на электроэнергию;

-       возможность перекачивания жидкостей с высоким уровнем вязкости, большим содержанием твердых частиц и свободного газа;

-       низкие значения внутренних градиентов скорости сдвига, ограничивающие эмульгирование жидкости;

-       отсутствие клапанов или деталей с возвратно-поступательным движением позволяет предотвратить закупоривания, газовые пробки или быстрый износ узлов;

-       несложный монтаж и эксплуатация, минимальный объем необходимого обслуживания;

-       небольшие габариты и низкий уровень шума приводной установки на устье.

Системы винтовых насосов имеют ряд определенных ограничений по условиям применения. Основными из этих ограничений являются производительность (1-800 м³/день), высота подъема жидкости (3000 м), температура (до 150 0С) и совместимость резиновых деталей с откачиваемыми жидкостями, воздействие некоторых жидкостей приводит к разбуханию и порче эластомерного материала.

Использование усовершенствованного оборудования и материалов позволяет существенно расширить диапазон применения винтовых насосов новых моделей.

Во многих случаях, винтовые насосы являются не только единственно возможным вариантом механизированной эксплуатации, но и могут стать весьма эффективными (с экономической точки зрения) при оптимальной конфигурации и правильной эксплуатации.

Цель работы:

описать общую характеристику Ярегского месторождения;

рассмотреть технологию эксплуатации скважины, оборудованной погружными электровинтовыми насосами, применяемое оборудование;

описать технику безопасности при эксплуатации скважины, оборудованной погружными электровинтовыми насосами;

произвести расчет параметров винтового насоса.

1      
Общая характеристика Ярегского месторождения

Ярегское нефтяноe месторождение - расположено в Республике Kоми в 25 км к Юго-Западу от Ухты. Bходит в Тимано-Печорскую нефтегазоносную провинцию. Центр добычи - пос. Ярега.

Климат района континентальный. Среднегодовая температура воздуха составляет -13,3 0С. Абсолютный температурный максимум равен +37,7 0С, минимум -56 0С. Длительность зимнего периода в среднем 192 дня, грунты промерзают на глубину до 2,2 м. Вечная мерзлота отсутствует. Среднегодовое количество осадков составляет 451 мм, 70% из них в летнее время. Рассматриваемая территория расположена на водораздельном плато рек Ярега, Доманик и Лыа-Ель. Рельеф плато сравнительно ровный и характеризуется высотными отметками 135-168 м. Поверхность большей частью заболочена, мощность торфа от 0,5 до 3,0 м и более. Незастроенные участки залесены. Лес средней густоты и крупности.

Ярегское нефтяное месторождение было открыто в 1932 году.

Ярегское нефтяноe месторождение приурочено к широкой пологой асимметричной антиклинальной складке в северо-западной части Ухта-Ижемского вала на северо-восточном склоне Teманской антеклизы. Присводовая часть антиклинали осложнена Ярегским, Южно-Ярегским, Лыаельским и Bежавожским локальными поднятиями. Промышленно нефтеносны отложения верхнего и среднего девона. Kоллекторы трещинно-порового типа представлены кварцевыми песчаниками (мощность 26 м) c пористостью 26%, проницаемостью 3,17 Д.

Залежь пластовая сводовая, залегает на глубине 140-200 м, многочисленными дизъюнктивными нарушениями разбита на блоки. BHK находится в интервале от -55 до -65 м. Hачальная пластовая температуpa 6-8 0C, начальное пластовое давление 1,4 МПa. Hефть ароматическо-нафтенового типа c плотностью 945 кг/м³, содержанием S около 1% и парафина около 0,5%.Ныне месторождение разрабатывает НШУ Яреганефть, входящее в ЛУКОЙЛ-Коми. В 2011 г на шахте стал использоваться горнопроходческий комбайн КП-21, модернизированный. Извлекаемые ресурсы нефти Ярегского месторождения составляют 31 млн т. Запасы оцениваются в 131,8 млн т. Планируется, что к 2015 году объёмы добычи нефти на Ярегском нефтяном месторождении составят около 6 млн т.

Как и на всем месторождении, пласт состоит из трех разновозрастных пачек песчаников с прослоями- линзами аргиллитов и алевролитов: нижней афонинской толщиной до 35 м, средней старооскольской от 0 до 50 м и верхнепашийской от 0 до 14 м. На большей части шахтного поля средняя и верхняя пачки слагают единый верхний продуктивный горизонт песчаников, а в зоне выклинивания на западе весь пласт представлен песчаниками нижней и верхней пачки. Нижняя пачка сложена исключительно лейкоксен-кварцевыми песчаниками.

Средняя состоит преимущественно из кварцевых косослоистых песчаников. Верхняя пачка сложена грубозернистыми слабосортированными песчаниками с лейкоксенами.

Пласт Ярегского месторождения характеризуется следующими показателями:

-       мощность до 30 м;

-       проницаемость (3,06-5,06)· 10-12 м2;

-       пористость до 24 %;

-       начальное пластовое давление 147·104 Па;

-       температура 6-8 0С;

-       вязкость нефти при пластовой температуре (11-15) МПa·с;

-       коэффициент нефтенасыщенности пласта 0,42-0,98.

Плотность добываемой на месторождении нефти в стандартных условиях более чем по 1500 определениям колеблется в широких пределах от 0,934 до 0,956 г/см3, среднее значение 0,945 г/см3. При начальной пластовой температуре 6-8 0С средняя плотность дегазированной нефти 0,955-0,958 г/см3, а при нагревании до 100 0С она снижается до 0,90 г/см3.

Ярегская нефть относится к весьма вязким. Кинематическая вязкость нефти при температуре 40 0С и 50 0С равна соответственно 786,3 и 406 мкм2/с.

Динамическая вязкость дегазированной нефти при температурах 60 и 80С достигает 15300 и 12500 МПа∙С, а в стандартных условиях - 3600 МПа·С. При температуре 1000С вязкость дегазированной и пластовой нефти снижается соответственно до 60 и 49 МПа·С.

В составе нефти преобладают масла, в среднем 73,3 %, смол силикагеловых в ней около 20 %, асфальтенов и твердых парафинов соответственно 2,4 и 0,48 %, серы 1,12%.

В нефти, экстрагируемой из керна, содержание твердых парафинов превышает 2%, а при тепловом воздействии на пласт количество парафина возрастает до 1,45%.

Состав газа по 255-ти анализам меняется на месторождении в следующих пределах (в скобках указано среднее содержание на нефтешахте):

-       метана 88,2-99,3% (95%);

-       сумма тяжелых углеводородов 0,1-2,5% (1%);

-       двуокиси углерода 0,3-9,4% (3%);

-       азот + инертные 0-12,6% (1%).

Вода, поступающая в горные выработки вместе с нефтью, определяет общий фон слабой водоносности чисто нефтяной зоны всего пласта. Половина из 19-ти шахтошурфов, вскрывающих всю нефтяную залежь, оказались практически безводными, а в остальных дебиты не превышали 27м3/сут.

винтовой насос нефть месторождение

2      
Эксплуатация электровинтовым насосом

2.1    Устройство и принцип действия

Основными элементами винтового насоса для добычи нефти являются ротор (рисунок 2.1 а) в виде простой спирали (винта) с шагом lрот и статора (рисунок 2.1 б) в виде двойной спирали с шагом lст, в два раза превышающим шаг ротора.

Рисунок 2.1 - Глубинный винтовой насос: а - ротор; б - статор; в - насос в сборе; 1 - корпус насоса; 2 - полость между статором и ротором

Винт имеет однозаходную плавную нарезку с весьма большим отношением длины винта к глубине (15¸30). Обойма насоса имеет внутреннюю поверхность, соответствующую двухзаходному винту, у которого шаг равен удвоенному шагу винта насоса.

Принцип действия заключается в том, что винт насоса и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые при вращении винтов передвигаются от приема насоса к его выкиду. В начальный момент, каждая полость сообщается с областью приема насоса, при продвижении вдоль оси насоса ее объем увеличивается, заполняясь перекачиваемой жидкостью, после чего становится полностью замкнутым. У выкида объем полости сообщается с полостью нагнетания, постепенно уменьшается, а жидкость выталкивается в трубопровод.

2.2 Основные характеристики винтовых насосов

Основными характеристиками винтовых насосов являются:

-  рабочая глубина по вертикали (до 3200 м);

-       дебит (1-800 м³/сут);

-       температура продукта (до 120 0С);

-       плотность жидкости (более 850 г/см³);

-       кривизна ствола скважины (до 900).

Виды винтовых насосов. Используемый материал.

По количеству винтов насосы делят на:

-  одновинтовые;

-       двухвинтовые;

-       трехвинтовые;

-       многовинтовые.

Чаще всего используются одновинтовые и двухвинтовые насосы.

В данной курсовой работе рассмотрим 2 вида насосов:

-  с поверхностным электродвигателем;

-       с погружным электродвигателем.


Рисунок 2.2 - Положение однозаходного винта в обойме во время работы на 1/2 оборота: 1 - исходное положение; 2 - положение при повороте на 900; 3 - положение при повороте на 1800

Если рассматривать многозаходный винт, то тогда необходимо учитывать кинематическое соотношение ротора и статора.

Рисунок 2.3 - Зависимость рабочих параметров n и MT винтового насоса от кинематического соотношения i

Графики показывают, что двигатели с малозаходными винтовыми механизмами развивают большие скорости вращения при минимальном вращающем моменте. По мере увеличения заходности ротора наблюдается рост вращающего момента и снижение частоты вращения. Это объясняется тем, что винтовой механизм с многозаходным ротором выполняет роль двигателя и одновременно понижающего редуктора (мультипликатора), передаточное число которого пропорционально заходности ротора.

Для изготовления винта могут использовать сталь, легированную хромом, или титановый сплав, который примерно в 1,7 раза легче стали и не уступает ей по прочности. Выигрыш в массе позволяет во столько же раз снизить нагрузку на эластомер от центробежной силы при вращении винта. Обрабатывается винт на токарном станке, обычно с приспособлением для вихревой нарезки, что позволяет получить высокую точность при наиболее высокой производительности труда.

Поверхности винта должны удовлетворять требованиям высокой твердости и чистоты обработки. Эти условия выполняются нанесением на поверхность твердого слоя хрома и его полированием в специальном приспособлении.

2.3 Установки погружных винтовых электронасосов для добычи нефти

Назначение установок

Установки погружных винтовых сдвоенных электронасосов типа УЭВН5 предназначены для откачки пластовой жидкости повышенной вязкости из нефтяных скважин, их можно использовать также для добычи нефти обычной вязкости и газосодержания.

Установки УЭВН5 рассчитаны на откачку пластовой жидкости из нефтяных скважин со следующей характеристикой:

-  максимальная вязкость жидкости до 1×10-3 м³/с;

-       объемное содержание свободного газа на приеме насоса до 50 %;

-       содержание механических примесей не более 0,8 г/л;

-       температура пластовой жидкости до 110 0С;

-       содержание воды не более 99 %.

Установка погружного винтового сдвоенного электронасоса (рисунок 2.4) состоит из погружного насоса, электродвигателя с гидрозащитой, установленных в скважине на колонне НКТ под уровень жидкости в скважине.

Электроэнергия от трансформатора, комплектного устройства, установленных на поверхности земли, по токоподводящему бронированному кабелю, закрепленному снаружи НКТ хомутами, через муфту кабельного ввода подводится к погружному электродвигателю насосного агрегата.

Рисунок 2.4 - Установка винтового сдвоенного электронасоса типа УЭВН5: 1 - трансформатор; 2 - комплектное устройство; 3 - пояса; 4 - трубы НКТ; 5 - насос; 6 - муфта кабельного ввода; 7 - электродвигатель с защитой

Установки УЭВН5 выпускаются для скважин с внутренним диаметром эксплуатационной колонны не менее 121,7 мм.

Условное обозначение

Условное обозначение оборудования установки записывается в следующем виде: УЭВН5-16-1200 А или УЭВН5-100-1000А1 ВП01, где приняты обозначения: Э - привод от погружного электродвигателя; 5 - группа насоса для скважин с внутренним диаметром колонны 121,7 мм; 16 и 100 - подача; 1000 и 1200 - напор; А - для жидкости температурой до 30 0С; Б - для жидкости температурой от 30 до 50 0С; В - для жидкости температурой от 50 до 70 0С; Г - для жидкости температурой от 50 до 70 0С или вязкостью 6×10-4 - 1×10-3 м³/с; А1 -вариант изготовления с электродвигателем повышенной мощности; К - вариант изготовления с пусковой разгонной муфтой; ВП - вариант поставки; 01 - порядковый номер варианта поставки

В случае отсутствия в заявке указания о варианте поставке, установка посылается заказчику в исполнении А, в варианте ВП00 (ВП00 - вариант поставки в районы с умеренным климатом; ВП01 - вариант поставки в районы с холодным климатом).

Модификация установок А1 комплектуется электродвигателем повышенной мощности и отличается отсутствием золотникового устройства в насосе.

Модификация К отличается от существующих конструкций добавлением узла приставки, в котором пусковая муфта помещена в область чистого масла.

Показатели комплектации и технические характеристики УЭВН

Все установки погружных электроприводных винтовых насосов комплектуются погружными электродвигателями типа ПЭД с гидрозащитой 1Г51 и наземным энергетическим оборудованием (комплектное устройство, трансформатор) таким же как и оборудование УЭВН.

Установки УЭВН выпускают для скважин с условным диаметром обсадной колонны 146 мм по ГОСТ 622-80 (минимальный внутренний диаметр колонны не менее 127 мм).

Установки выпускаются по 11 группе надежности (ОСТ 26-06-1304-82), в климатическом исполнении У, категории размещений погружного агрегата, наземного оборудования (ГОСТ 15100-69).

В состав установок с подачами 63, 100 и 200 м³/сут входит еще и трансформатор, т.к. электродвигатели этих установок выполнены соответственно на 700 и 1000 В.

Погружные винтовые электронасосные агрегаты ЭВН

Погружной насосный агрегат представляет собой сборочную конструкцию, состоящую из винтового сдвоенного насоса с электродвигателем и гидрозащитой. В условном обозначении отсутствует буква «У», например, ЭВН5-16-1200. Остальные обозначения соответствуют обозначениям, представленным в условном обозначении установок УЭВН.

Погружные электродвигатели и гидрозащита к ним используются аналогичными, применяемыми в агрегатах погружных центробежных электронасосов для добычи нефти.

Устройство и принцип действия винтовых насосов

Погружные винтовые электронасосные агрегаты ЭВН5 всех типоразмеров изготавливаются по одной и той же конструктивной схеме с двумя рабочими органами, соединенными параллельно, что обеспечивает:

-  удвоение подачи при одном и том же поперечном габарите;

-       рабочие органы (винтовые пары) гидравлически взаимно уравновешенны, что исключает передачу значительных осевых сил на опорные подшипники насоса и пяту электродвигателя.

Погружной винтовой электронасосный агрегат ЭВН5 (рисунок 2.5) состоит из следующий элементов: пусковая кулачковая муфта центробежного действия, основание с приводным валом, сетчатые фильтры, установленные на приеме насоса, рабочие органы с правыми и левыми обоймами и винтами, две эксцентриковые шарнирные муфты, предохранительный клапан и шламовая труба.

При работе агрегата, крутящий момент от электродвигателя через вал протектора гидрозащиты, пусковую муфту и эксцентриковые муфты насоса передается рабочим винтам. По принципу действия насосы относят к объемным, а по способу передачи энергии жидкости - к ротационным. Основными рабочими органами являются однозаходные геликсоидальные роторы с правым и левым направлением спирали и две резиново-металлические обоймы, внутренняя полость которых представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в 2 раза большим, чем шаг винта, выполненную из маслобензиностойкой резины или другого эластомера.

Рисунок 2.5 - Винтовой погружной насос: 1 - шламовая труба; 2 - предохранительный клапан; 3 - фильтр; 4 и 6 - винты; 5 и 7 - шарнирные муфты; 8 - вал насоса; 9 - пусковая муфта

Принцип действия насоса заключается в том, что между винтом и обоймой по всей длине образуется ряд замкнутых полостей, которые при вращении винта заполняются перекачиваемой жидкостью, перемещаемой от приема насоса к его выкиду. Винты вращаются вокруг своей оси и по окружности с радиусом равным эксцентриситету.

Жидкость поступает одновременно в левый и правый органы насоса через приемные сетки-фильтры. В камере между винтами потоки соединяются, и следуя дальше по кольцевому каналу между корпусом насоса и верхней обоймы, жидкость через предохранительный клапан поступает в напорную линию.

Пластовая жидкость перекачивается практически без пульсации, не создавая стойкой эмульсии из нефти и воды. Подача насоса равна сумме подач рабочих пар, а напор насоса - напору каждой рабочей пары.

Все основные узлы и детали диафрагментных насосов унифицированы и применяются, за некоторым исключением, во всех насосных агрегатов.

В винтовых насосах типа ЭВН5 имеется ряд специфических деталей: пусковая кулачковая муфта, эксцентриковые шарнирные муфты, предохранительный клапан, шламовая труба, сетчатый фильтр.

Пусковая кулачковая муфта центробежного типа соединяет валы протектора и насоса и обеспечивает с помощью выдвижных кулачков пуск насоса при движении максимального крутящего момента на валу двигателя, соответствующем частоте вращения 800-1200 об/мин.

Это вызвано тем, что винтовой насос имеет большую инерцию покоя и, чтобы запустить его (преодолеть силы трения), требуется повышенный пусковой момент. Кроме того, пусковая муфта не позволяет валу насоса вращаться в обратную сторону.

При обратном вращении за счет скоса на кулачках, муфта не включается, и кулачки проскальзывают и тем самым предохраняют насос от отворачиваний резьбовых соединений. Муфта так же защищает насос от аварийного режима работы, т.к. при выходе из строя одного из рабочих органов отключается последний. Внутри основания насоса расположен вал с подшипниками и опорные пяты из силицированного графита. Основание (рисунок 2.6) можно использовать только в насосах, комплектуемых гидрозащитой типа 1Г51.

Рисунок 2.6 - Основание винтового насоса

- защитная втулка; 2 - бронзовая втулка; 3 - опорная пята; 4 - приводной вал

В основании нет сальника, а смазка трущихся поверхностей осуществляется пластовой жидкостью. На приводной вал надеты защитные втулки из нержавеющей стали, которые вращаются в бронзовых втулках. Концевые неподвижные пяты опираются на резиновые прокладки для равномерной пердачи усилий на всю поверхность пяты.

Эксцентриковая муфта (рисунок 2.7) обеспечивает возможность сложного планетарного вращения в обоймах. Благодаря чему жидкость проталкивается вдоль оси винта и создается необходимый напор для подъема жидкости на поверхность.

Эксцентриковые муфты, установленные между винтами, приводным валом и нижним винтом, состоящих из 2 универсальных шарниров, позволяют совершать сложные планетарные движения в обоймах.

Муфта состоит из 2 шарнирных узлов, соединенных резьбовым валиком, вращение в муфте передается роликами, расположенными в специальных гнездах поводка корпуса. Осевая сила воспринимается поводком и сферической шайбой. Резиновые манжеты и пружина сохраняют смазку в шарнирном узле и защищают от механических примесей. Шарнирность узла обеспечивается сферическими опорными поверхностями поводка и шайбы и зазором между роликами и соответствующими отверстиями в корпусе и поводке.

Рисунок 2.7 - Эксцентриковая муфта

- корпус; 2 - поводок; 3 - ролики; 4 - сферическая шайба; 5 - валик; 6 - пружина; 7 - уплотнительная манжета

В верхней части насоса расположен золотниковый предохранительный клапан (рисунок 2.8), который состоит из корпуса, золотника, поршня, амортизатора и корпусных деталей. Клапан выполняет следующие функции:

-  пропускает жидкость в колонну нкт при спуске насосного агрегата в скважину;

-       обеспечивает слив жидкости из колонны нкт при подъеме агрегата из скважины;

-       препятствует при остановках насоса сливу жидкости из колонны труб через рабочие органы насоса (вся жидкость сливается через клапан в затрубное пространство);

-       защищает насос от сухого трения и повышенного давления в напорной линии;

-       обеспечивает перепуск жидкости из напорной линии обратно в скважину или при недостаточном притоке жидкости из пласта, или при содержании в жидкости большого количества газа.

Работа клапана представлена на рисунке 2.8. Показаны 3 промежуточных положения клапана: заполнение жидкостью колонны труб и слив жидкости при спуске и подъеме насосного агрегата (рисунок 2.8 а); подача жидкости на поверхность при работающей установке (рисунок 2.8 б) и сброс жидкости на поверхность при недостаточном притоке жидкости или при большом газовом факторе обратно в скважину (рисунок 2.8 в).

Шламовая труба защищает насос от механических примесей, окалины, выпадающих из колонны НКТ при остановке насоса, монтаже и выполняет роль отстойника.

Рисунок 2.8 - Схемы работы предохранительного клапана

Материалы основных деталей

В насосах с подачами 62, 100, 200 м³/сут рабочие винты изготавливают из титанового сплава ОТ-4, а в насосах с подачами 16 и 25 м³/сут - из стали марки 40Х. Остальные ответственные детали насосов изготавливают из нержавеющей стали марок 95Х18 и легированной стали марки 12ХН3А. Для защиты от коррозии и повышения износостойкости рабочая поверхность винтов покрывается слоем хрома.

Для обоймы используется специальная резина марки 2Д-405, с высокими физико-механическими свойствами, или эластомер, обычно из синтетического каучука. Гарантийная наработка до отказа обоймы, непрерывно работающей в нефтяной скважине с напорами 900-1500 м, не менее года при сроке хранения 2 года.

Обоймы, покрытые изнутри эластомером, изготавливают, как правило, в пресс-форме. Эластомер заполняет форму и подвергается вулканизации. С помощью литьевых стержней с правым и левым направлением винтовых спиралей формируется соответствующие обоймы - правые и левые. Перед сборкой качество и размер обойм контролируется гладкими цилиндрическими калибрами. По торцам обоймы контролируется твердость эластомера.

В основании насосов под гидрозащиту 1Г51 применяется высокопрочный силицированный графит марки СГ-П.

Погружные электродвигатели винтовых насосов и их гидрозащита

Приводом винтовых насосов служит погружной электродвигатель маслонаполненный, трехфазный, асинхронный с короткозамкнутым ротором, четырехполюсной, переменного тока частотой 50 Гц, с частотой вращения вала 1500 об/мин.

Для погружного электродвигателя принято следующее обозначение:


Принципиальная схема погружного электродвигателя представлена на рисунке 2.9.

Гидродвигатель комплектуется гидрозащитой 1Г51 (рисунок 2.10), состоящей из протектора, устанавливаемого между насосом и электродвигателем и компенсатора, присоединяемого к нижней части электродвигателя.

Гидрозащита обеспечивает герметизацию внутренней полости электродвигателя от попадания пластовой жидкости, выравнивает давление внутри него с давлением в скважине на уровне подвески, компенсирует температурные изменения объема и расхода масла.

Рисунок 2.9 - Погружной электродвигатель: 1- опора; 2 - головка; 3 - корпус подшипника верхнего; 3- статор; 5 - ротор; 6 - подшипник промежуточный; 7 - корпус подшипника верхнего; 8 - основание; 9 - фильтр; 10 - клапан перепускной

Рисунок 2.10 - Электродвигатель ПЭД с гидрозащитой типа 1Г51

         - протектор; 2 - перепускной клапан; 3 - компенсатор

2.4 Техника безопасности на нефтяном предприятии

На каждый технологический процесс проектной организацией должен составляться, а нефтегазодобывающим предприятием утверждаться технологический регламент, который уточняется после пусконаладочных работ.

Отказы, неполадки оборудования и систем, нарушения технологического регламента, другие инциденты регистрируются предприятием в соответствии с требованиями Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов''.

Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное уплотнение.

Силовой кабель должен быть проложен от станции управления к устью скважины на эстакаде. Допускается прокладка кабеля на специальных стойках-опорах.

Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку должен проводить электротехнический персонал.

Кабельный ролик должен подвешиваться на мачте подъемного агрегата при помощи цепи или на специальной канатной подвеске.

Кабель, пропущенный через ролик, при спускоподъемных операциях не должен касаться элементов конструкции грузоподъемных механизмов и земли.

При свинчивании и развенчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.

Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/с. В наклонно-направленных скважинах с набором кривизны 1,5° на 10 м скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с.

Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса, должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.

3. Расчет параметров винтового насоса

Для расчета примем одновинтовой насос. Зададимся исходными данными:

-  радиус поперечного сечения винта: 12,5 мм;

-       удельный вес материала винта: 3,9 Н/м³;

-       шаг винта: 24 мм;

-       угловая скорость: 157 об/с;

-       эксцентриситет винта: 13 мм;

-       давление нагнетания: 2 МПа;

-       давления всасывания: 0,6 МПа;

-       плотность нефти: 950 кг/м³;

-       напор насоса: 1000 м;

-       диаметр поршня: 36 мм;

-       диаметр золотника: 18 мм.

Определим силы, вызывающие трение, винта и регламентирующие положение винта в обойме. Таких сил две: сила инерции и радиальная гидравлическая сила.

Сила инерции, существование которой обусловлено кинематикой движения винта, на длине шага винта.

Сила инерции, существование которой обусловлено кинематикой движения винта, на длине шага винта:

                                                                                 (3.1)

где r - радиус поперечного сечения винта, м;- шаг винта, м;

е - эксцентриситет винта, м;

γ - удельный вес материала винта, Н/м³;

ω0 - угловая скорость перемещения оси винта относительно оси обоймы, с-1;- ускорение силы тяжести, м³/с;

а - коэффициент, учитывающий силу инерции от вращения эксцентриковой муфты и той части тела винта, которая выступает из обоймы.

Радиальная гидравлическая сила, определенная Д.Д. Саввиным:

                                                                                       (3.2)

где Pk - межвитковый перепад давления:

                                                                                    (3.3)

где Рн - давление нагнетания, МПа;

Рвс - давление всасывания, МПа;- количество шлюзов в каждой нарезке обоймы.

Равнодействующая этих двух сил равна:

                                                                                (3.4)

Суммарная нормальная сила на контактной линии на длине шага винта:

                                                (3.5)

Из рисунка 3.2 видно, что угол φ=500 является углом поворота оси сечения обоймы относительно оси z, a γ = 650 - угол между силами .

Таким образом, устанавливаем, что нормальная сила, прижимающая винт к обойме, является функцией обеих радиальных сил, а также соотношением их значений.

Рисунок 3.1 - Схема действия сил в насосе


                                                                                 (3.6)

где сила Pδ является функцией первоначального натяга, толщины и механических свойств резины рабочей поверхности обоймы и определяется экспериментально.

Деформация внутренней поверхности обоймы происходит в направлении равнодействующей силы PJP, под действием которой винт смещается в обойме. Предположим, что смещение это (ОО1) будет равно m (рисунок 3.2) изменится и натяг (радиальная деформация резины) на контактной поверхности рабочих органов.

Рисунок 3.2 - Деформация обоймы

Суммарный натяг представим в виде:

                                                                      (3.7)

С целью создания смазки на контактной поверхности геометрические размеры рабочих органов выбираются таким образом, чтобы обеспечить при работе насоса появление зазора.

Значения зазора определяются:

                                                                    (3.8)

Уравнения (3.7) и (3.8) справедливы для всех положений винта в обойме, за исключением момента φ=0±(π/2)n, когда сечение винта занимает крайнее положение в сечении обоймы. Анализ деформации резины в этих сечениях показывает, что образующийся после деформации зазор весьма мал и для практических расчетов им можно пренебречь.

Рисунок 3.3 - Схема развертки контактных линий рабочих органов: а - нарезка 1; б - нарезка 2; 1 - первоначальный натяг; 2 - радиальная деформация резины в направлении равнодействующей PJP; 3 - действительное значение зазора с натяга; 4 - усредненные значения зазора; 5 усредненные значения натяга

Исследование зависимостей (3.7) и (3.8) показывает, что ввиду малой амплитуды кривых справедливо, при сохранении постоянства гидравлического радиуса, заменить действительные значения зазора и натяга средними, пользуясь следующими выражениями:

                                                                            (3.9)

где χ - коэффициент

                                                                              (3.10)

                                                                                   (3.11)

                                                                         (3.12)

Длина проекции проточной части контактной линии на ось обоймы на длине шага винта:

                                                                                 (3.13)

Длина проекции поверхности трения винта в обойме по длине шага винта:

                                                                               (3.14)

На основании проведенных исследований были сделаны следующие выводы. Одновинтовой насос характеризуется непостоянной ориентацией рабочего винта. При работе насоса под действием инерционных и гидравлических сил происходит радиальная деформация упругой обоймы и смещение винта в поперечном направлении. Деформация обоймы предопределяет возникновение зазора с одной стороны, диаметрального сечения винта и натяга между винтом и обоймой с другой, величина и протяженность которых непостоянны.

Заключение

В данной курсовой работе рассмотрена технология добычи высоковязкой нефти на Ярегском месторождении.

Описана общая характеристика Ярегского месторождения.

Рассмотрены особенности установок погружных, винтовых электронасосов для добычи нефти, применяемое оборудование, область его применения.

Также предложена техника безопасности при эксплуатации Ярегского месторождения погружным электровинтовым насосом.

Произведен расчет основных параметров винтового насоса.

В графической части выполнены чертежи:

- глубинный винтовой насос.

винтовой сдвоенный электронасос типа УЭВН5.

Список литературы

. Арбузов В.Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - Томск: ТПУ, 2011.

2. Полищук Ю.М., Ященко И.Г., высоковязкие нефти: анализ пространственных и временных изменений физико-химических свойств нефтегазовое дело, 2010

.        Крец В.Г., Шадрина А.В. Основы нефтегазового дела. - Томск: ТПУ, 2010.

.        Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 2007.

.        Кокорев В.И. (ОАО «РИТЭК») Инновационный подход к разработке месторождений с трудно извлекаемыми запасами нефти нефтяное хозяйство - 2009 г.

Похожие работы на - Технология добычи высоковязкой нефти на Ярегском месторождении

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!