Материал: Технология добычи высоковязкой нефти на Ярегском месторождении

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.