МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Тюменский государственный нефтегазовый университет

Институт нефти и газа

Стрекалов А.В.

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ

По курсу

«Эксплуатация нефтяных и газовых скважин»

Тюмень 2004

ПРЕДИСЛОВИЕ

Данное методическое руководство предназначено для использования в учебном процессе проведения практических и лабораторных занятий по дисциплинам связанным с изучением эксплуатации нефтяных скважин и скважинной добычи нефти.

Основной целью данного руководства является повышение квалификационного уровня студентов в плане понимания технологии механизированной и фонтанной добычи нефти, а также цели, задачи и технологии проведения гидродинамических исследований.

Для студентов желающих получить более углубленные знания в проблемах эксплуатации скважин приводится детальное рассмотрение алгоритмов и методов обработки данных гидродинамических исследований.

В конце приводится практические задания, решение которых дает наиболее общие навыки гидравлических расчетов.

СОДЕРЖАНИЕ

1.ПОГРУЖНЫЕ ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ ЭЛЕКТРОНАСОСЫ 4

Область применения и принцип работы 4

Устройство центробежного погружного электронасоса 6

Электродвигатель 8

Кабель 9

Станция управления 10

2 ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХСЯ УСШН 13

Назначение и технические данные УСШН 16

Технические характеристики ШГН 18

Технические характеристики наземного привода 19

Основные характеристики насосных штанг 21

Оборудование диагностики УСШН 22

Обслуживание УСШН 24

3.ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН ПРИ ФОНТАННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ 26

Оборудование устья фонтанных скважин 26

Регулирование режима эксплуатации фонтанных скважин 30

4. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН 31

Гидродинамическое несовершенства скважин 31

5.ОБЗОР ОСНОВНЫХ МЕТОДОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ 36

5.1.МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН НА УСТАНОВИВШЕМСЯ

ПРИТОКЕ 38

Методика проведения исследований 38

Форма индикаторных линий 43

5.2.ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН ПРИ НЕУСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ 47

Факторы, определяющие форму кривых восстановления давления 55

Осложнения, связанные со снятием КВД в скважинах механизированного фонда 55

5.3.НЕКОТОРЫЕ ВОПРОСЫ ИССЛЕДОВАНИЯ МЕХАНИЗИРОВАННОГО ФОНДА СКВАЖИН 57

5.4.ГИДРОПРОСЛУШИВАНИЕ ПЛАСТОВ 60

ПРАКТИКУМ 71

1. Погружные центробежные электронасосы Область применения и принцип работы

Погружные многоступенчатые центробежные электронасосы применяют для эксплуатации глубоких скважин с низкими уровнями и высокими коэффициентами продуктивности, обычная глубинно-насосная штанговая эксплуатация, которая часто нарушается обрывами штанг и другими неполадками при ограничении производительности насосов, а компрессорная эксплуатация неэффективна ввиду слишком малых погружений подъемника при больших удельных расходах рабочего агента.

Эти насосы весьма целесообразно применять в скважинах, где необходимо осуществить высокие и форсированные отборы жидкости. Не рекомендуется применять погружные центробежные электронасосы в скважинах:

а) в жидкостях, которых содержится значительное количество песка, вызывающего быстрый износ рабочих деталей насоса;

б) с большим количеством свободного газа, снижающего производительность насоса. Содержание свободного газа у первой ступени насоса не должна превышать 2% от объема перекачиваемой жидкости. Повышение содержание свободного газа приводит к снижению напора, подачи, к.п.д., а работа насоса становится крайне неустойчивой.

Погружные центробежные электронасосы предназначены для спуска в обсадные колонны диаметром 146 мм (внутренний диаметр не менее 144 мм); насосы, как и электродвигатели, имеют малые диаметры, но сильно развиты по длине.

Установка бесштангового погружного центробежного электронасоса (рис 1.1) состоит из подземного и наземного оборудования.

В подземное оборудование входит погружной многоступенчатый вертикальный центробежный насос 4, электродвигатель 1 специальной конструкции, протектор 2, специальный кабель 5 для подачи электроэнергии к двигателю, обратный клапан и устройство для спуска жидкости из насосно-компрессорных труб во время их подъема.

К наземному оборудованию относится кабельный барабан 7, направляющий ролик 6 с пружинным амортизатором, подвесная шайба и устьевая арматура. Помимо этого имеются различные вспомогательные приспособления (подставка, хомут-элеватор, насосы для заправки жидкого и густого масла и др.).

Подземная часть установки погружного центробежного электронасоса – многоступенчатый центробежный насос 4,электродвигатель 1 и протектор 2, устанавливаемый между двигателем и насосом, - для удобства спуска в скважину расположена на одном валу.

Все узлы агрегата (насос, электродвигатель, протектор) имеют самостоятельные валы на подшипниках. Валы соединяются друг с другом шлицевыми муфтами. Электродвигатель и насос помещены в герметичные стальные кожухи. В нижней части насоса установлен сетчатый фильтр 3,через который из скважины на прием насоса поступает жидкость, проходит через все ступени насоса и по насосно-компрессорным трубам подается на поверхность. Корпусы насоса, протектора и электродвигателя соединены фланцами. Собранный агрегат спускают в скважину на насосных трубах, причем параллельно с последними в скважину опускается сматываемый с барабана гибкий бронированный кабель для подвода электроэнергии к двигателю. Кабель крепят к наружной стороне труб хомутами. Сечение кабеля и его длина зав зависит от глубины спуска, типа и конструкции насоса.

Во избежание слива жидкости из труб обратно в скважину при остановке агрегата на выкиде (между насосом и насосными трубами) устанавливают обратный клапан.

Это также позволяет предварительно, до пуска насоса в работу, заполнить колонну насосных труб жидкостью. Находящийся в насосных трубах столб жидкость облегчает пуск насоса и предотвращает работу электродвигателя с перегрузкой.

Кроме обратного клапана, на первой трубе выше насоса под обратным клапаном устанавливают спускное устройство (сливной клапан), при помощи которого обеспечивается слив жидкости из труб в скважину перед подъемом на поверхность насосного агрегата.

Устройство центробежного погружного электронасоса

Погружной центробежный электронасос (Рис.1.2) состоит из ряда рабочих бронзовых или литых из легированного чугуна, пластмассы или капрона колес 10 и направляющих аппаратов 11, отлитых из специального легированного чугуна, монтируемых одно над другим на общем вертикальном валу 8.Направляющий аппарат и рабочее колесо составляют одну ступень насоса. Направляющие аппараты 11 во избежание проворота закреплены в корпусе насоса 13 специальной гайкой 7; рабочие колеса 10 насажены на вал 8 на шпонке 9, что предотвращает проворот их относительно вала, но они могут свободно перемещаться вдоль вала. Вал 8 поддерживается двумя подшипниками, верхним 6, радиально скользящим, и нижним 16, радиально упорным шариковым. Для уменьшения трения между колесами и направляющим аппаратом проложены текстолитовые прокладки 12.

Из-за малого диаметра насоса при необходимости создания высокого напора общее число ступеней насоса колеблется в пределах от 81 до 412.В В корпусе насоса длиной 5.5 м может разместиться 200-260 ступеней, способных создавать напор до 800-900 м. При большем числе ступеней насосы обычно состоят из двух, а иногда и трех секций. Нижний конец вала против фильтра проходит через сальниковое уплотнение 14, являющееся ответственным узлом в насосе, состоящее из набора свинцово-графитовых колец и резиновых уплотнительных шайб, изготовленных из специальной нефтестойкой и износостойкой резины необходимой твердости, разделенных промежуточными бронзовыми втулками.

Рис. 1.3. Погружной электродвигатель с протектором; 1 - опорное кольцо; 2 - подшипник; 3 -магнитный пакет; 4 - немагнитный пакет; 5 - корпус; 6-нагнетатель; 7 - подшпник; 8 - пружина; 9 -поршень; 10-перепускное устройство

Верхняя часть насоса имеет ловильную головку 3 с внутренней резьбой, при помощи которой он соединен с насосными трубами.

Смазка подшипников и сальника консистентная; смазывание – из верхней камеры протектора. Пространство между сальником насоса и корпусом электродвигателя заполнено смазкой, которая отделяет маловязкое масло от сальника насоса.

Предохранительное устройство – протектор

Устройство (Рис. 1.3) служит для защиты электродвигателя от попадания в него откачиваемой из скважины жидкости. При помощи протектора обеспечиваются пополнение утечки масла в электродвигателе, смазка специальным ,густым маслом упорного подшипника (высокая вязкость масла снижает уровень утечек) и создается внутри электродвигателя давление, превышающее гидростатическое давление в скважине на 20000-200000 Па.

Протектор состоит из двух камер: верхней, содержащей консистентную смазку, и нижней, заполняемой трансформаторным или кабельным маслом. В обеих камерах посредством пружины 8 и поршня 9 поддерживается давление, превышающее давление погружения насоса под динамический уровень.

Электродвигатель

Для привода погружных центробежных насосов применяют специальные асинхронные двигатели трехфазного тока в герметичном исполнении мощностью от 10 до 1ОО кВт., которые при частоте тока 50 Гц развивают 2800 - 2850 об/мин.

В зависимости от мощности длина двигателя может колебаться от 5 до 10 м. Диаметр изготовляемых электродвигателей - 103, 119,123 и 135 мм, что позволяет спускать их в эксплуатационные колонны с минимальным внутренним диаметром 122 и 144 мм. Электродвигатель состоит из статора и ротора. Статор, помещаемый в стальной трубе, состоит из последовательно чередующихся магнитных пакетов и немагнитных секций. Обмотка статора - общая для всех пакетов, изоляция которой выполнена из масло- и тепло- стойких материалов.

Ротор двигателя состоит из нескольких секций, имеющих самостоятельную обмотку. Длина секции ротора соответствует длине активной секции статора. Между роторными секциями на валу двигателя смонтированы промежуточные подшипники, расположенные в немагнитных секциях ротора.

Кожух двигателя заполняется легким трансформаторным или кабельным маслом высоких диэлектрическик свойств, служащим для смазки и охлаждения ротора и статора. Убыль масла в процессе работы двигателя через неплотности восполняется из нижней камеры компенсатора.

Кабель

Для подачи электроэнергии к двигателю применяют круглые и плоские специальные трехжильные кабели КРБК и КРБП сечением жилы 10, 16, 25, 35 и 50 мм² с гибкой ленточной броней. Наружный диаметр или толщина кабеля колеблется от 12,2 до 40 мм. Выбор сечения кабеля зависит от типа погружного электродвигателя, поставляемого к насосу, и от глубины спуска его в скважину.

На участке насоса и компенсатора с целью уменьшения габаритных размеров крепят плоский кабель сечением 10, 16 и 25 мм² с гибкой ленточной броней. На поверхности кабель намотан на барабан, расположенный на расстоянии 2,5 - 3 м от вышки. Сматываемый с верхней катушки барабана, кабель проходит через направляющий ролик, подвешенный для смягчения толчков на пружинный ам-мортизатор, монтируемый на устье скважины.

Станция управления

Станция управления предназначена для автоматического и ручного управления установкой погружного центробежного электронасоса и для защиты электродвигателя от перегрузки и при коротких замыканиях. При помощи станции управления производятся автоматическое отключение двигателя при прекращении подачи жидкости с последующим включением автоматического запуска после прекращения подачи электроэнергии и управления по заданной программе.

При помощи автотрансформатора обеспечивается подача к двигателю нужного напряжения и компенсируется падение напряжения в кабеле от станции управления до электродвигателя. Станция управления монтируется в специальной для этой цели будке.

Характеристика погружных центробежных электронасосов и выбор их

Погружные центробежные электронасосы изготовляют в обычном исполнении и износоустойчивые, приспособленные для работы в условиях выноса песка в откачиваемой жидкости.

Нормальным рядом определены основные параметры погружных центробежных электронасосов: номинальные подача и напор в метрах столба откачиваемой жидкости, габаритные размеры для обсадных колонн условного диаметра 144 мм (5"), 168 мм (6") и 219 мм (8"). Нормальным рядом погружных центробежных электронасосов предусмотрены насосы 15 разных типов по производительности, а с учетом возможных напоров 105 типоразмеров.

В настоящее время для скважин с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 122 мм выпускают насосы с подачей 40, 80, 130 и 200 м³/сутки; для скважин с внутренним диаметром не менее 144 мм-100, 160, 250, 350, 500 и 700 м³/ сут.

Основные параметры погружных центробежных электронасосов, обычного исполнения, освоенных производством, приведены в табл. 1.1.

Для освоенных производством центробежных насосов на рис. 1.4 показана область их применения для эксплуатации скважин с обсадными колоннами диаметром 146 и 168 мм по подачам и напорам, определяемым мощностями погружных электродвигателей.

Рабочая характеристика применяющегося погружного центробежного насоса ЭЦН-6-160-750 приведена на (рис. 1.5).

Как видно из графика (рис. 1.5), рабочая область для насоса позволяет осуществлять работу при различных соотношениях напора и производительности. Например, при увеличении напора производительность насоса снижается, а при снижении - увеличивается; к. п. д. насоса в обоих случаях несколько снижается. Для насоса имеется рабочая область, на которой достигается максимальный к. п. д.

При выборе насоса заданная производительность и необходимый напор для подъема жидкости из скважины должны соответствовать его производительности и напору. При несоответствии характеристики насоса заданной добыче подачу регулируют изменением числа ступеней или созданием па устье скважины противодавления прикрытием задвижки или установкой штуцера.

При регулировании подачи насоса штуцером или прикрытием задвижки дебит и напор изменяются по рабочей характеристике насоса Q =f (Н), к. п. д. насоса резко снижается и увеличивается действие осевой силы на рабочие колеса, в результате чего возрастает износ рабочих колес и направляющих аппаратов. Лучше регулировать подачу изменением числа ступеней. Вместо снятых ступеней внутри корпуса насоса устанавливают приставки.

Таблица 1.1.

Насос	Номинальный режим при работе с использованием воды			Число ступеней,	Наружный диметр насоса, мм	Минимальный диметр экспл.колонны, мм	Максималь- ный диметр корпуса с кабелем, мм
	Q, м3/сут	H, м	N, КВт
ЭЦН-5-40-700 ЭЦН-5-40-950 ЭЦН-5-40-1400 ЭЦН-5-80-800 ЭЦН-5-80-1300 ЭЦН-5-130-600 ЭЦН-5-130-1200 ЭЦН-5-200-650 ЭЦН-5-200-800 ЭЦН-6-100-900 ЭЦН-6-100-1500 ЭЦН-6-160-750 ЭЦН-6-160-1100 ЭЦН-6-160-1450 ЭЦН-6-250-800 ЭЦН-6-250-1050 ЭЦН-6-250-1400 ЭЦН-6-350-650 ЭЦН-6-350-850 ЭЦН-6-500-450 ЭЦН-6-700-300 ЭЦН-6-500-750	40 40 40 80 80 130 130 200 200 100 100 160 160 160 250 250 250 350 350 500 700 5001	780 950 1520 780 1350 670 1135 690 850 860 1450 780 1090 1515 875 1230 1500 650 920 430 300 730	10.1 12.0 19.0 16.4 28.0 18.9 32.0 32.5 40.0 18.5 32.2 27.0 38.2 54.9 43.0 61.0 74.6 48.5 66.0 51.0 45.0 86.5	207 226 412 206 351 167 284 186 227 171 212 121 171 238 151 212 260 116 163 100 81 172	92 92 92 92 92 92 92 92 92 114 114 114 114 114 114 114 114 114 114 114 114 114	122 122 122 122 122 122 122 122 122 144 144 144 144 144 144 144 144 144 144 144 144 144	114 114 114 114 114 114 114 114 114 136 136 136 136 136 136 136 136 136 136 136 136 136

П р и м е ч а н и е. Шифр насоса, например ЭЦН-5-40-700, обозначает: электрический центробежный насос для нефти, последующие цифры – условный размер обсадной колонны (5"), подачу (40 м³/сутки) и номинальный напор насоса (700 м.ст.ж.).

Необходимое число ступеней в насосе определяют по формуле

где z - число ступеней, снимаемых с насоса;

Н_с - напор, необходимый для подъема жидкости и транспортирования ее к месту сбора в м;

Н_н - напор насоса, при котором его производительность соответствует заданной производительности скважины по номинальной характеристике насоса в м;

Z - номииальное {полное) число ступеней насоса.

H,м

3000

2000

500

2

1

0 100 200 300 400 500 600 700 Q

[м³/сут]

Рис. 1.4. Области подач и напоров погружных центробежных электронасосов, изготовляемых по нормали: 1 – для скважин с 146 мм обсадной колонной, с внутренним диаметром не менее 122 мм; 2 – для скважин с 168 мм обсадной колонной, с внутренним диаметром не менее 144 мм.

Рис.1.5. Рабочая характеристика погружного ЭЦН

Напор насоса по номинальной характеристике должен соответствовать условию:

Н_н = h_o + h_тр + h_трc,

где h_o – расстояние от устья до динамического уровня в м;

h_тр – потери на трение при движении жидкости в трубах в м;

h_трc – напор, необходимый на местные сопротивления при транспортировании жидкости до сборного пункта (с учетом разности геодезических от меток и поддерживаемого давления в трапе), в м. Очевидно, h_o = h_ст + h ,, где h – депрессия в метрах столба жидкости.

Естественно для правильного подбора ЭЦНУ необходимо проведение гидродинамических исследований. В главе 5. рассматривается этот вопрос.